Порядок проведения работ при обработке скважин горячей нефтью при помощи АДПН. Обработка пзп горячей нефтью


10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины

Тепловая обработка призабойной зоны скважины (ПЗС) целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов (более 5 - 6%). Поскольку тепловая обработка ПЗС, как правило, осуществляется периодически, то скважины должны быть сравнительно неглубокими (до 1300 м), чтобы после извлечения из скважины нагревательного оборудования можно было начать откачку жидкости при достаточно высокой температуре на забое.

Отложение парафина и асфальтосмолистых веществ происходит в ПЗС на расстояниях до 2,5 м от стенок скважины, т. е. в зоне наиболее резкого изменения давления. Это приводит к сильному увеличению фильтрационных сопротивлений и снижению дебитов скважин.

Призабойную зону скважины прогревают двумя способами:

закачкой в пласт на некоторую глубину теплоносителя - насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти;

спуском на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки.

Второй способ проще и дешевле. Кроме того, электропрогрев ПЗС не сопровождается внесением в пласт теплоносителя - воды или пара, конденсата, которые могут взаимодействовать с глинистыми компонентами пласта. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.

При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится до 10 - 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки - парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 С, вызывающее образование из нефти кокса.

Для периодического прогрева ПЗС создана самоходная установка электропрогрева скважин СУЭПС-1200 на базе автомашины повышенной проходимости ЗИЛ-157Е. На машине смонтированы каротажная лебедка с барабаном и приводом от двигателя автомобиля. На барабан наматывается кабель-канат КТНГ-10 длиной 1200 м с наружным диаметром 18 мм. Кабель-канат имеет три основные токопроводящие жилы сечением по 4 мм2 и три сигнальные жилы сечением по 0,56 мм2. Скрутка жил обматывается прорезиненной лакотканью и грузонесущей оплеткой, рассчитанной на разрывное усилие кабеля в 100 кН.

Pис. 5.10. Скважинный электронагреватель:

1 - крепление кабеля; 2 - проволочный бандаж; 3 - кабель-трос; 4 - головка нагревателя; 5 - асбестовая оплетка; 6 - свинцовая заливка; 7 - нажимная гайка; 8 - клеммная полость; 9 - нагревательпые трубки.

Вес 1 м кабеля 8 Н. На одноосном прицепе смонтированы автотрансформатор и станция управления от установки для центробежных электронасосов, применяемых при откачке нефти из скважин.

В комплект установки СУЭПС-1200 входят три таких прицепа для обслуживания трех скважин, а также вспомогательное оборудование, состоящее из устьевого ручного подъемника, треноги блока-баланса, устьевых зажимов кабеля и другого оборудования. Нагревательный элемент имеет три U-образные трубки из красной меди диаметром 11 мм, заполненные плавленой окисью магния. В трубках расположена спираль из нихромовой проволоки (рис. 5.10). Сверху нагревательные трубки закрыты металлическим кожухом для защиты от механических повреждений. Нагреватель имеет наружный диаметр 112 мм и длину 2,1 м при мощности 10,5 кВт и длину 3,7 м при мощности 21 кВт. В верхней части электронагревателя монтируется термопара, подключаемая к сигнальным жилам кабеля, с помощью которой регистрируется на поверхности забойная температура и весь процесс прогрева. На устье скважины кабель-канат подключается к станции управления и автотрансформатору, который подсоединяется к промысловой низковольтной (380 В) сети.

Практика использования электропрогрева ПЗС показала, что температура на забое стабилизируется через 4 - 5 сут непрерывного прогрева. В некоторых случаях стабилизация наступает через 2,5 сут (рис. 5.11).

Рис. 5.11. Изменение температуры на забоях скважины во времени при электропрогреве:

1 - 21 кВт; 2 - 10,5 кВт; 3, 4 - 21 кВт; 5, 6, 7 - 10,5 кВт.

Кривые 1, 2 - для скважин Арланского месторождения, остальные - для Ишимбайского

Измерения температуры по стволу скважины показали, что нагретая зона распространяется примерно на 20 - 50 м вверх и на 10 - 20 м вниз от места установки электронагревателя. Это объясняется конвективным переносом теплоты в результате слабой циркуляции жидкости в колонне над нагревателем. По данным промысловых электропрогревов ПЗС в Узбекнефти после 5 - 7-суточного прогрева нагревателем мощностью 10,5 кВт и последующего его отключения температура на забое падает со скоростью примерно 3 - 5 °С/ч. Поэтому пускать скважину в работу после электропрогрева необходимо без промедления.

Эффект прогрева держится примерно 3 - 4 мес. Повторные прогревы, как правило, показывают снижение эффективности.

По результатам 814 электропрогревов в Узбекнефти эффективных было 66,4 %, при этом получено 70,3 т дополнительно добытой нефти на одну успешную обработку. По результатам 558 электропрогревов в Башкирии эффективных было 64,7 %, при этом на каждую эффективную обработку получено 336 т дополнительной нефти.

В Сахалиннефти по данным 670 операций средняя эффективность составила 63 т дополнительной нефти на 1 обработку.

Тепловая обработка ПЗС с циклической закачкой пара, как правило, показывает большую эффективность, чем электропрогрев, но только при малых глубинах. При закачке пара количество тепловой энергии, введенной в пласт, зависит от глубины забоя, так как от устья до забоя происходят тепловые потери. По данным промысловых работ закачка пара с расходом 1 т/ч при глубине 800 м вообще оказывается неэффективной, так как на забой поступает практически холодный конденсат. Чем выше скорость закачки, тем меньше тепловые потери в НКТ. Теоретические и опытные оценки показывают, что лишь при темпах закачки 4 - 5 т/ч удается уменьшить тепловые потери в НКТ до 20 % от общего количества теплоты, подводимой к устью скважины при ее глубине около 800 м.

Таким образом, эффективность циклической закачки пара может быть высокой при малых глубинах.

Это хорошо подтверждается опытом закачки пара на Сахалине, где по данным 130 обработок ПЗС средняя эффективность обработки составила 385 т дополнительной нефти, тогда как при электропрогреве - только 63 т. Это объясняется как более глубоким прогревом пласта при закачке пара, так и глубиной скважин, которая составляла всего лишь 90 - 140 м.

Для паротепловой обработки ПЗС используются передвижные парогенераторные установки, отечественные ППГУ-4/120М, ДКВР-10/39 и зарубежные «Такума», KSK и др. Передвижные парогенераторные установки имеют большой вес, состоят из нескольких блоков, нуждаются в прокладке к месту установки водяных и газовых линий и поэтому практически превращаются в стационарные котельные. Обычно они устанавливаются среди группы обрабатываемых скважин и соединяются с ними временными паропроводами.

Скважинное оборудование включает специальную термостойкую арматуру для обвязки устья скважин, термостойкий пакер для изоляции затрубного пространства, специальные трубные температурные компенсаторы для компенсации удлинении паропроводов НКТ и обсадной колонны.

Сопоставление результатов электропрогрева и циклической закачки пара по большому числу обработок показывает, что при обработке ПЗС паром на получение 1 т дополнительно добытой нефти расходуется в среднем в 2,8 раза больше теплоты, чем при электропрогреве (333 тыс. кДж на 1 т нефти при обработке паром и 120 тыс. кДж на 1 т нефти при электропрогреве). Таким образом, к. п. д. циклических обработок паром ПЗС примерно в 3 раза ниже, чем при электропрогреве. Это объясняется потерями теплоты в стволе скважины при его закачке и возвратом большого количества теплоты вместе с конденсатом при пуске скважины после обработки.

Большой опыт паротепловой циклической обработки ПЗС накоплен на промыслах Башкирии, Краснодара и Сахалина, а также при шахтных методах добычи нефти в Ухте.

В Башкирии обрабатывались скважины глубиной 730 - 830 м, с дебитом 0,1 - 4 т/сут.

Продолжительность паротепловой обработки изменялась от 7,5 до 21 сут при средней 13,85 сут. Время выдержки после закачки пара 0,5 - 0,8 сут. Давление закачки пара на устье 0,24 - 4,5 МПа, в среднем 1,5 МПа. Температура на устье 125 - 256 °С, в среднем 186,4 °С. Расход пара на одну обработку 196 - 1904 т при среднем 568,6 т.

Температура на забое до обработки 13 - 18 °С, в среднем 16,19 °С. После обработки 72 - 256 °С, в среднем 123 °С. Средний дебит до обработки (по 25 скважинам) 1,212 т/сут при колебаниях от 0,1 до 4 т/сут.

Количество введенной в скважину теплоты на одну обработку 5,44 - 931,65 млн. кДж, в среднем 194,72 млн. кДж на 1 обработку. Продолжительность эффекта 48 - 1698 сут, в среднем 711,5 сут. Дополнительно добыто нефти от 28 до 1905 т/скв, в среднем 585 т/скв. Удельный расход пара 0,12 - 9,31 т/т при среднем удельном расходе пара 1,94 т/т.

Тепловая обработка ПЗС успешно применяется не только для интенсификации притока в добывающих скважинах, но и для нагнетательных скважин. Тепловая обработка особенно важна при переводе добывающих скважин под нагнетание воды или, другими словами, для освоения нагнетательных скважин разрезающих рядов после отработки их на нефть. Особенно если пластовые температуры низкие и содержание парафинов и асфальтосмолистых веществ в нефти большое.

При освоении нагнетательных скважин на Арланском месторождении с помощью установки СУЭПС-1200 происходило не только увеличение приемистости нагнетательных скважин (примерно в 2,5 раза по сравнению со скважинами, не подвергавшимися электропрогрезу), но и существенно увеличился охват толщины пласта воздействия и происходило поглощение теми интервалами п пропластками, которые ранее воду не поглощали вовсе. Такие результаты были получены при введении в пласт 8,4 - 10,4 млн. кДж теплоты от электронагревателя мощностью 10,5 кВт в течение 9 - 11 сут.

При тепловой обработке ПЗС иногда используются передвижные паровые установки ППУ для депарафинизации НКТ в скважинах и выкидных линиях. ППУ - это прямоточный паровой котел небольшой производительности, установленный на шасси грузового автомобиля. Производительность такой установки 1 т/ч пара при давлении до 10 МПа. Температура уходящего пара до 310 °С. Вследствие малой пропзводнтельностн для параллельной работы используют до шести ППУ. Это хотя и дает технологический эффект, но в конечном счете экономически не оправдывается.

studfiles.net

Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов

ТОП 10:

 

За последние годы по ООО НГДУ «Туймазанефть» применялись различные методы увеличения нефтеотдачи. Причем, применение их зависит от многих факторов: геологического строения месторождения на поздней стадии эксплуатации, свойств коллектора и т.д. Рассмотрим наиболее современные и распространенные методы увеличения нефтеотдачи. Все виды воздействия на призабойную зону скважин в ООО НГДУ «Туймазанефть» по технологии прведения можно объединить в следующие группы

– химические методы: закачка осадкогелеобразующей композиции «КОГОР», закачка нефтенола, цеолита, соляно-кислотные обработки и обработки кислотой замедленного действия, обработка призабойной зоны пласта поверхностно – активными веществами, ингибиторами коррозии;

– тепловые методы: обработка призабойной зоны пласта горячей нефтью, а также очистка труб и призабойной зоны магнитным активатором тепла и генератором тепла;

– механические методы: вибровоздействие на пласт вибратором СВ, вибратором-пульсатором, клапаном для создания глубокой депрессии, а также очистка насосно-компрессорных труб от парафина штанговыми скребками, центраторами – фрезами;

– комбинированные методы: обработка призабойной зоны нагнетательных скважин термохимическими зарядами, термоимплозионная обработка ПЗП;

– гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи: нестационарное (циклическое) заводнение и изменение направления фильтрационных потоков, создание обратного конуса, зарезка боковых стволов.

Также наиболее современным и эффективным методами повышения нефтеотдачи являются вибросейсмическое воздействие, осуществляемое на определенные локальные участки нефтяной залежи, что приводит к перераспределению полей напряжения в продуктивных пластах. Это ведет к их частичной реструктуризации и образованию новых фильтрационных каналов. В результате вибросейсмического воздействия уменьшается вязкость флюида, ускоряются миграционные процессы углеводородов, приводя к высвобождению гораздо большего количества нефти, повышая конечную нефтеотдачу пласта.

В ООО НГДУ «Туймазанефть» в последние годы стали испытывать новый метод извлечения прикровельной нефти. Он заключается в следующем. Вначале в скважине перфорируют интервал пласта ниже нефтенасыщенной части на несколько метров. После этого в скважину спускают электроцентробежный насос высокой производительности и осуществляют пуск скважины. За время работы скважины с перфорацией только нижней водонасыщенной части пласта нефть «засасывается» из верхней нефтенасыщенной части пласта в зону перфорации, увеличивая таким образом величину нефтенасыщенной толщины призабойной зоны пласта. При последующей перфорации верхней нефтенасыщенной части пласта скважина вступает в работу в условиях, когда в призабойной зоне пласта уже создан «обратный нефтяной конус», снижена относительная проницаемость для воды, что способствует работе скважины более длительное время с меньшей обводненностью.

Таким образом, выбор метода увеличения нефтеотдачи, как видим, зависит от многих факторов, таких как, например, обводненность добываемой жидкости, геологических условий, коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение плана работ по внедрению новых методов увеличения нефтеотдачи по НГДУ приведено в таблице 12.

 

Таблица 12. Внедрение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов по ООО НГДУ «Туймазанефть»

Технология 2003 год
План Факт
Количество скважин Эффект, тыс. тонн Количество скважин Эффект, тыс. тонн
1 Микробиологические методы        
1.1 Закачка активного ила 8,516
1.2 Закачка био-ПАВ - - - 0,756
итого       9,281
2 Физико-химические методы        
2.1 Закачка композиции КОГОР 4,576
2.2 Закачка нефелин+цеолит - 4,216
2.3 Дилатационно-волновое воздействие - - 13,282
2.4 Вмбросейсмическое воздействие 10,391
2.5 ЗГРП - - 0,472
2.6 Закачка гивпана 0,232
2.7 КСТ 0,755
2.8 Внедрение УС‑108 0,073
итого       33,998
3 Гидродинамические методы        
3.1 Зарезка боковых стволов 126,6 116,741
3.2 Создание обратного конуса 19,116
3.3 Возвратные работы 6,525
3.4 Нестационарное циклическое заводнение - 36,968
итого       179,350
Всего 218,6 222,629

 

Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи пластов, применяемых на Туймазинском месторождении, показывает, что наиболее технологически эффективными являются гидродинамические методы. Среди них выделяется метод зарезки боковых стволов, на которые приходится 13% годовой добычи нефти по ООО НГДУ «Туймазанефть».

 

 



infopedia.su

Способ обработки призабойной зоны пласта

Изобретение относится к области добычи нефтепродуктов, в частности к методам воздействия на зону продуктивного пласта для восстановления нефтеотдачи скважин. Обеспечивает расширение области применения способа и повышение его эффективности. Сущность изобретения: способ включает доставку в интервал продуктивного пласта и сжигание в нем пиротехнического заряда, создание депрессии и последующее удаление из интервала продуктивного пласта скважинной жидкости с поступившими в нее из призабойной зоны пласта - ПЗП кольматирующими элементами. Согласно изобретению предварительно в скважине в зоне фильтра ПЗП проводят дополнительную щадящую перфорацию с плотностью не более 3 отверстия на метр. Далее закачивают в ПЗП гидрофобный раствор в количестве, обеспечивающем образование водонепроницаемого гидрофобного экрана, отсекающего водонасыщенные пропластки в ближней зоне продуктивного пласта. При этом создание депрессии и последующее удаление пластовой жидкости с поступившими в нее кольматирующими элементами осуществляют с помощью свабирования скважины до установившегося постоянным притока нефтепродукта с одновременным контролем поступления кольматирующих элементов на поверхность.

 

Изобретение относится к области добычи нефтепродуктов, в частности к методам воздействия на зону продуктивного пласта с целью восстановления нефтеотдачи скважин.

Одной из причин снижения продуктивности скважин является активное отложение асфальтосмолопарафинового вещества (АСПО) в фильтре обсадной колонны и непосредственно в поровом пространстве пласта по поверхности, вскрытой скважиной в так называемой призабойной зоне пласта (ПЗП).

Осаждение АСПО происходит вследствие снижения температуры добываемого пластового флюида ниже точки кристаллизации растворенных в нем асфальтенов и парафинов. Особенно интенсивно процесс снижения температуры происходит при движении пластового флюида через наружную поверхность фильтрации пласта и через отверстия фильтра обсадной колонны (эффект Джоуля-Томсона), где и происходит активное выпадение АСПО из коллоидного раствора, представляющего собой в основном эмульсию нефти в воде.

Указанный процесс существенно повышает гидравлическое сопротивление ПЗП и фильтра колонны, приводящее к снижению продуктивности скважин.

Существуют различные методы и средства для очистки фильтра и ПЗП от АСПО.

Известны способы химического воздействия на ПЗП с закачкой в интервал фильтра определенного объема растворителя углеводородов и выдерживания его на забое некоторое время (сутки и более), пока не завершится процесс очистки ПЗП от АСПО. (Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - Недра, 1986 г., с.240).

Для ускорения процесса очистки в некоторых случаях закачивают растворитель, подогретый до определенной температуры (Разницын В.В. «Методы борьбы с парафином на месторождении Узень». - Нефтепромысловое дело, - М., ВНИИОЭНГ, 1979 г., Вып.10, с.26-27).

Применяют также комбинированный вариант очистки от АСПО, в котором для ускорения очистки на объем растворителя, закаченный в зону ПЗП, воздействуют источником вибрационных колебаний (Мусабиров М.Х. Технологии обработки призабойной зоны нефтяного пласта в процессе ПРС, М., ВНИИОЭНГ, 2002 г., с.224).

Недостаток химических методов заключается в сложности используемого оборудования по закачке химреагентов в скважину, требует больших энерго- и трудозатрат, а также в несоответствии требованиям по экологии.

Известен способ очистки ПЗП, основанный на применении разогрева ПЗП с помощью электроиндукционных преобразователей с одновременной обработкой зоны разогрева ультразвуковыми колебаниями от специальных источников (Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязкой нефти. - М., Нефть и газ, 1996 г., с.28).

Недостаток способа заключается в том, что он требует трудоемких спускоподъемных операций по доставке источников в ПЗП и больших энергозатрат по ее разогреву.

В последние годы были разработаны более эффективные технологии очистки ПЗП от АСПО, частично лишенные указанных недостатков.

Известна технология термогазобарического воздействия на ПЗП, основанная на создании в ПЗП высокой температуры и давления с помощью сжигания в ней порохового заряда (ПЗ), спущенного в зону обработки на каротажном кабеле (Пат. РФ №2072423, «Способ обработки призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления», приоритет 12.04.1996 г., опубликовано 27.01.1997 г., бюл. №3). Температура, давление и длительность воздействия регулируются в этом случае с помощью подбора соответствующего типа ПЗ и соотношения его размеров с габаритами обрабатываемого участка ПЗП.

В процессе сгорания ПЗ в ПЗП образуется высокотемпературный парогазовый пузырь, пульсации которого оказывают активное репрессионно-депрессионные воздействие на ПЗП и фильтр колонны, приводящее не только к их активной очистке от АСПО, но также к аномальному газодинамическому воздействию через отверстия фильтра на поверхность горной породы с образованием в ней дополнительных фильтрационных каналов (микротрещин).

В качестве прототипа к заявляемому способу взят способ по патенту №2072423, «Способ обработки призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления».

Известный способ включает доставку в интервал продуктивного пласта депрессионной камеры и сжигание в нем пиротехнического заряда с выделением газов и создание депрессии, в котором предварительно скважину заполняют жидкостью с повышенной плотностью и создают давление столба жидкости, соответствующее пластовому давлению, при этом для осуществления способа используют медленно горящий пиротехнический заряд, обеспечивающий выделение газов с повышенной температурой, сжигание медленно горящего пиротехнического заряда производят перед созданием депрессии, начиная со стороны нижней части интервала продуктивного пласта в течение времени, соответствующего времени прогрева призабойной зоны до температуры плавления кольматирующих элементов, во время сжигания медленно горящего пиротехнического заряда организуют циркуляцию скважинной жидкости для охлаждения корпуса узла впускного клапана депрессионной камеры, затем производят технологическую выдержку для замещения в интервале продуктивного пласта газообразных продуктов горения медленно горящего пиротехнического заряда скважинной жидкостью, а после проведения депрессии удаляют из интервала продуктивного пласта часть скважинной жидкости с поступившими в нее при депрессии из призабойной зоны кольматирующими элементами.

Преимуществом описанного способа является его высокая технико-экономическая эффективность, обусловленная оперативностью проведения работ по очистке ПЗП, длительность которых составляет не более 6-8 часов и значительным промысловым эффектом, заключающимся в существенном приросте продуктивности скважин (до 4-5 раз) наряду со значительным (до 15-20 месяцев) сохранением полученного положительного эффекта.

Основным недостатком известного способа является ограничение в области его применения по геолого-физическим и геолого-техническим условиям. В частности указанный способ может применяться при обработке терригенных коллекторов с обводненностью не более 40%, при мощности перемычки до водоносного пласта не менее 5 метров.

Другим существенным недостатком данного способа является разрушение цементного камня в зоне активного воздействия (ПЗП), особенно в скважинах старого фонда, приводящее к последующему выносу его обломков с потоком пластового флюида при вводе скважины в эксплуатацию и, как следствие, к поломке насосного оборудования с соответствующими дополнительными затратами на его подъем и ремонт.

Подобные ограничения существенно сужают область применения известного способа, особенно на старых месторождениях в поздней стадии эксплуатации, когда обводненность у большей части (90%) эксплутационного фонда скважин превышает 70-80%, а средняя величина перемычек, особенно в условиях широко распространенных сложнопостроенных коллекторов, составляет не более 3-4 м.

Задачей заявляемого способа обработки призабойной зоны пласта является расширение области применения и повышение его эффективности.

Указанная задача решается тем, что в заявляемом способе обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), включающем доставку в интервал продуктивного пласта и сжигание там пиротехнического заряда, создание депрессии и последующее удаление из интервала продуктивного пласта скважинной жидкости с поступившими в нее из ПЗП кольматирующими элементами, предварительно в скважине в зоне фильтра проводят дополнительную щадящую перфорацию с плотностью не более 3 отверстия на метр, далее закачивают в ПЗП гидрофобный раствор в количестве, обеспечивающем образование водонепроницаемого гидрофобного экрана, отсекающего водонасыщенные пропластки в ближней зоне продуктивного пласта, а создание депрессии и последующее удаление пластовой жидкости с поступившими в нее кольматирующими элементами осуществляют с помощью свабирования скважины до установившегося постоянным притока нефтепродукта с одновременным контролем поступления кольматирующих элементов на поверхность.

Для раскрытия сути заявляемого способа приводится следующее пояснение.

Из практики выполнения водоизоляционных работ (ВИР) в скважинах, проводимых с целью блокирования обводнившихся пропластков, известно, что наибольший эффект достигается при применении различных гидрофобных растворов или эмульсий, которые обладают свойствами селективного проникновения в промывные зоны пласта, образуя в них водонепроницаемый экран (оторочку) вокруг ПЗП (Клещенко И.И., Григорьев A.B., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1998 г., с.267).

Заявляемый способ осуществляют следующим образом.

При выборе объекта воздействия главное внимание уделяется величине перемычки до водоносного пласта, которая должна быть не менее 3-4 м, и состоянию сцепления цемента с обсадной колонной вблизи ПЗП (в интервале ±10 метров), которое должно обеспечивать коэффициент качества цементирования в этом интервале не ниже 0,3. Обводненность добываемой продукции может быть не более 80-90%. После выбора скважины для обработки в интервале продуктивного пласта (в зоне фильтра) производят щадящую перфорацию с плотностью не более 3-х отверстий на метр. Такая плотность перфорации выбрана расчетным путем и обеспечивает в дальнейшем надежную гидродинамическую связь с пластом. Перфорацию осуществляют стандартным кумулятивным методом.

Затем осуществляют закачку в скважину гидрофобных растворов или эмульсий для отсечения обводнившихся пропластков и образования вокруг ПЗП водонепроницаемого экрана. Осуществление водоизоляционных работ осуществляют, например, согласно РД-153-39.0-329-04 «Инструкция по технологии предотвращения выноса песка, крепления призабойной зоны и снижения притока пластовых вод в добывающих скважинах (Кристалл)», «ТатНИПИнефть», г.Бугульма, 2002 г. Согласно инструкции «…в выбранный интервал скважины закачивают высоковязкую оторочку структурированной гидрофобной эмульсии. Объем оторочки должен оттеснить воду от ствола скважины на 20-25 м. Гидрофобный состав не растворяется водой, а наоборот, упрочняется при контакте с ней, т.е. практически не размывается в пластовых условиях под напором вод. Экранирующий эффект усиливается за счет набора структурно-механических свойств эмульсии во времени (эффект тиксотропного упрочнения структуры)…».

Таким образом, при дальнейшем вызове притока после осуществления водоизоляционных работ, активно работают только нефтенасыщенные пропластки, в то время как промытые, высокообводненные прослойки остаются блокированными в течение длительного времени.

Далее проводят технологию термогазобарического воздействия на ПЗП с помощью медленно горящего пиротехнического заряда, которую осуществляют по РД-153-39.0-335-04 «Инструкция по применению устройства термоимплозионного УТИ-1 с термогазогенератором СТГГ-80 для воздействия на призабойную зону пласта», ОАО «Татнефть» и ООО НТП «ВУГЭЦ», 2004 г. Указанная технология защищена патентом №2072423, выбранном в качестве прототипа к заявляемому способу.

После завершения этой операции осуществляют процесс свабирования, контролируя при этом динамику изменения дебита по нефти и воде, а также процесс выноса кольматирующих элементов и осколков цементного камня на поверхность до получения постоянного притока нефтепродукта. Процесс свабирования производят согласно РД-39-0147585-140-96 «Технология вызова притока свабированием при освоении скважин», «ТатНИПИнефть», г.Бугульма, 1996 г. Свабирование по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) скважинным поршнем (свабом) применяется для создания депрессии путем снижения уровня жидкости при подъеме ее из скважины для вызова притока из пласта и удаления продуктов реакции после обработки призабойной зоны.

После завершения процесса свабирования и получения подтверждения положительных промысловых результатов от обработки ПЗП, спускают на забой штатное насосное оборудование и приступают к промышленной эксплуатации пласта.

Осуществление щадящей пефорации с плотностью не более 3 отверстия на метр позволяет без масштабного нарушения крепления цементного кольца обеспечить надежную связь с продуктивным пластом.

Применение гидрофобных составов для изоляции водонасыщенных интервалов позволит значительно увеличить (в несколько раз) количество скважин, в которых можно осуществить высокоэффективную технологию термогазобарического воздействия на ПЗП даже при уровне средней обводненности коллектора от 40% до 80-90% и удаленности от водоносного пласта до 3-4 метров, тем самым резко расширить область применения данной технологии.

Осуществление свабирования до спуска насоса на забой предотвращает попадание кольматантов и обломков цементного камня, образовавшихся в результате неизбежного разрушения цементного кольца, особенно в скважинах старого фонда под воздействием перфорации, высоких температур и давления при осуществлении термогазобарического воздействия с помощью пиротехнического заряда, в насосное оборудование и последующий выход его из строя.

Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий доставку в интервал продуктивного пласта и сжигание в нем пиротехнического заряда, создание депрессии и последующее удаление из интервала продуктивного пласта скважинной жидкости с поступившими в нее из призабойной зоны пласта (ПЗП) кольматирующими элементами, отличающийся тем, что предварительно в скважине в зоне фильтра ПЗП проводят дополнительную щадящую перфорацию с плотностью не более 3 отверстия на метр, далее закачивают в ПЗП гидрофобный раствор в количестве, обеспечивающем образование водонепроницаемого гидрофобного экрана, отсекающего водонасыщенные пропластки в ближней зоне продуктивного пласта, а создание депрессии и последующее удаление пластовой жидкости с поступившими в нее кольматирующими элементами осуществляют с помощью свабирования скважины до установившегося постоянным притока нефтепродукта с одновременным контролем поступления кольматирующих элементов на поверхность.

www.findpatent.ru

Применение соляно-кислотных обра

 

 

Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах призабойной зоны скважины (ПЗС) образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.

Различают следующие разновидности кислотных обработок. Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений от пластовых вод и освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования. Объем рабочего раствора, при кислотной ванне, составляет не более объема ствола (колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. Раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16 - 24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой. В качестве промывочной жидкости используют воду.

Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытом затрубном пространстве - расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на затрубном пространстве скважины и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.

Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера. При открытой задвижке затрубного пространства скважины и непосаженом пакере в скважину закачивают кислотный состав в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают задвижку. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.

Пенокислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. В призабойную зону скважины вводя аэрированный раствор кислоты и поверхностно-активные вещества (ПАВ) в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, компрессор и аэратор.

Пенокислотная обработка имеет следующие преимущества: Кислотная пена медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт. Кислотная пена обладает меньшей плотностью и повышенной вязкостью, что позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта. Содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.

Многократные обработки заключаются в том, что ПЗС обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5 - 10 суток с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок. Поинтервальные (ступенчатые) обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных продуктивных пропластков. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействует интервал, пока полностью не будет охвачена вся толщина пласта. Проводить ступенчатые обработки целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.

Термохимические обработки - обработки скважин горячей соляной кислотой, с магнием в специальном наконечнике, спущенном на насосно-компрессорной трубе (НКТ) в пределы интервала, намеченного под обработку. Применяют для очистки призабойной зоны скважины от асфальто-смолистых, парафиновых и других материалов. Термокислотные обработки - комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени) - обычная, простая. Наполненный магнием наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают в зоне обрабатываемого интервала пласта. Затем закачивают нефть и вслед за ней, без перерыва, 15% раствор соляной кислоты. Скорость прокачки кислоты должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная кислотность раствора. Для загрузки наконечника используют магний в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения.

Причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП)

Призабойная зона скважины – участок пласта, непосредственно прилегающий к забою скважины. Здесь скорость движения жидкости, перепады давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. Даже небольшое загрязнение ПЗП существенно снижает производительность скважины. Воздействие на ПЗП с целью восстановления или увеличения проницаемости основано на растворении привнесенных в пласт извне или образовавшихся в пласте кольматантов.

К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны добывающих и нагнетательных (водозаборных) скважин в процессе эксплуатации можно отнести следующие: проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) или жидкости промывки в процессе текущего и капитального ремонта скважин: проникновение пластовой воды в обводненных скважинах при их остановках; набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой; образование водонефтяной эмульсии (эмульсионные блоки;  выпадение и отложение асфальто-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно добываемой воды при изменении термобарических условий;  проникновение в ПЗП механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины.

При выборе рабочего состава агента необходимо обеспечить его соответствие следующим критериям: состав должен проникать в призабойную зону пласта на требуемую глубину; состав не должен вызывать повторного выпадения осадков после реакции с породой, насыщающими её флюидами или кольматантом; реагенты должны быть совместимы с раствором глушения, пластовыми водами и другими технологическими жидкостями, применяемыми при ремонте скважин, и не оказывать влияние на технологические стадии добычи, транспорта и подготовки нефти; компоненты состава должны быть малотоксичными.

Основными принципами технологии обработки призабойной зоны пласта скважин являются: восстановление продуктивности или приемистости скважин в случае, если они ограничены состоянием ствола скважины, перфорационных каналов и призабойной зоны, за счет воздействия на кольматирующие вещества химическими реагентами; увеличение продуктивности или приемистости скважин за счет воздействия на структуру порового пространства скелета породы как вблизи призабойной зоны пласта скважин, так и удаленной зоны; разрушение кольматанта при физико-химическом взаимодействии с закачиваемыми химическими реагентами;

Цели и задачи кислотной обработки призабойной зоны пласта (ПЗП)

Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону. Одним из распространенных способов обработки призабойной зоны скважины является применение соляной кислоты.

Кислотное воздействие впервые было применено для увеличения дебитов нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения кислотной обработки использовалась соляная кислота, и метод получил название соляно-кислотной обработки. Затем область применения кислотной обработки и ассортимент кислотных растворов, используемых при этом методе, значительно расширились.

В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для: обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию; обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности; очистки фильтра и ПЗС от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды; очистки фильтра в ПЗС от образований, обусловленных процессами ремонта скважин; удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин; инициирования других методов воздействия на призабойную зону.

Общие требования к проведению кислотных обработок

Кислотные обработки проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями. В скважинах с межпластовыми перетоками их величина может увеличиться в результате проведения солянокислотных обработок.

Выбор способа очистки призабойной зоны (ОПЗ) и вида кислотных обработок осуществляют на основе изучения причин снижения продуктивности или приемистости скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

Технологию и периодичность проведения кислотных обработок (КО) обосновывают технологические и геологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями по отдельным видам ОПЗ, данным регламентом, с учетом технико-экономической оценки их эффективности, а также исходя из ранее проведенных работ по повышению нефтеотдачи пластов.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке. В скважинах, в которых подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны насосно-компрессорной трубы (НКТ) технологической колонны, а также другого необходимого оборудования.

После проведения кислотной очистки, скважины исследуют методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗ.

Требования к промывочным и продавочным жидкостям:

Жидкость для промывки скважин должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

Фильтрат жидкости продавки должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.

Продавочная жидкость не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения – пластовый флюид».

Продавочная жидкость не должна содержать механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм. Общее содержание мехпримесей не должно превышать 0,05 г/л.

Продавочная жидкость должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование.

Продавочная жидкость должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях.

Продавочная жидкость должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

 

 

biofile.ru

Повышение эффективности применения воздействия на призабойную зону пласта в НГДУ «Туймазанефть», страница 6

          - химические методы: сюда относятся соляно-кислотные обработки и обработки кислотой замедленного действия, обработка призабойной зоны пласта ПАВ, ингибиторами коррозии;

          - тепловые методы: обработка призабойной зоны пласта горячей нефтью, а также очистка НКТ и призабойной зоны магнитным активатором тепла и генератором тепла;

          - механические методы: вибровоздействие на пласт вибратором СВ, вибратором-пульсатором, клапаном для создания глубокой депрессии, а также очистка НКТ и призабойной зоны пласта от парафина штанговыми скребками, центраторами-фрезами;

          - комбинированные методы: сюда относятся обработка призабойной зоны нагнетательных скважин термохимическими зарядами, термоимплозионная обработка призабойной зоны скважин.

          Результаты применения методов повышения продуктивности скважин НГДУ «Туймазанефть» приведены в таблице.

              К химическим методам относятся все виды воздействия кислотами и поверхностно-активными веществами. Применение кислот для увеличения проницаемости призабойной зоны основано на способности кислот вступать в химическую реакцию с породой продуктивного пласта и за счет этого образовывать каверны различной протяженности и конфигурации. Широко известна способность соляной кислоты воздействовать на доломиты и известняки, а плавиковой кислоты - на песчаники. Обработка призабойной зоны пласта кислотой замедленного действия     предназначена для выполнения работ по восстановлению и увеличению продуктивности скважин, эксплуатирующих карбонатные пласты. Объектами для воздействия кислотой замедленного действия являются скважины, эксплуатирующие карбонатные коллекторы и характеризующиеся по данным промысловых и геофизических исследований низким значением коллеторских свойств призабойной зоны пласта по сравнению с удаленной частью, продуктивностью ниже потенциальной и слабой реакцией на повторные обработки соляной кислотой. Выбор объекта воздействия не  ограничивается глубиной залегания пласта, его толщиной, величиной дебита и сроком эксплуатации. Степень обводненности добываемой продукции не должны превышать 90 %. Компонентами кислоты замедленного действия являются: алюмохлорид и соляная кислота. Алюмохлорид представляет собой отход производства, получаемый из отработанного катализаторного комплекса процесса алкилирования бензола пропиленом  путем отмывки реакционной массы от отработанного катализаторного комплекса растворами хлористого аммония. Растворение карбонатных пород происходит благодаря образованию соляной кислоты в зоне обработки в результате гидролиза алюминия. Применение алюмохлорида удлиняет срок взаимодействия с карбонатной породой по сравнению с соляной кислотой на два прядка и более. Однако при взаимодействии солей алюминия с карбонатами происходит образовние гидрооксида алюминия, который может выпадать в осадок в виде геля или аморфного осадка. С целью удлинения срока начала гелеобразования в два раза в раствор алюмохлорида добавляется пятнадцати процентная ингибированная соляная кислота в соотношении 30 : 1.             

          В  среднем  дополнительная  добыча  на  одну  скважину  после обработки составляет 1,284  т/сут.,  а  средний  дебит – 2,924  т/сут.  Дополнительная добыча по  рассматриваемым скважинам составит 2343,3 тонн в год.

Таблица 8

№ скважины

Среднесуточный дебит до обработ­ки, т/сут

Среднесуточный дебит         после обработки, т/сут

Прирост

т/сут.

Дополните­льная добы­ча нефти, т

108 гор

1,6

2,52

0,92

335,80

2372

1,5

2,8

1,30

474,50

2316

1,5

3,14

1,64

598,60

1329

2,0

3,29

1,29

470,85

2284

1,6

2,87

1,27

463,55

ИТОГО

2343,3

vunivere.ru

ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА. КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ПЗП

 

Призабойная зона пласта (ПЗП) (критическая зона) - это часть нефтяного коллектора в непосредственной близости от прострелянной зоны пласта, где в процессе добычи происходит наибольшее изменение давления. Эта зона наиболее всего подвержена процессам засорения коллектора, которое в значительной степени определяет продуктивность скважины в процессе добычи (скин- эффект).

 

Естественные коллекторские свойства пласта характеризуются нулевым скин, при загрязнении по различным причинам ПЗП скин имеет положительное значение, после проведение специальных работ (ГРП) скин может достичь отрицательных значений.

 

Обработка (стимуляция) призабойной зоны пласта– это комплекс мероприятий , необходимый для восстановления или улучшения коллекторских свойств ПЗП (0.5 - 2.0м)

Различают 5 методов стимуляции:

· гидроразрыв

· очистка забоя

· контроль песка

· контроль воды

· обработки призабойной зоны

 

· гидроразрыв- различают кислотный разрыв

механический разрыв

· очистка забоя- включает в себя химическую очистку и промывку, в обоих случаях жидкость закачивается в ствол скважины, но не в пласт.

· контроль песка служит при неукрепленных пластах и контролирует добычу чрезмерных количеств песка. Применяется резино- тканевый гравел- пак, экраны, хвостовики, расфасованные экраны.

· контроль воды- служит для исключения чрезмерной добычи воды, которая не помогает для добычи нефти.

Достигается - Системами на базе полимеров

Неорганические гели

На базе резины

На базе цемента

Закачки полимеров

Механическими методами

Давление закачек должно контролироваться и быть ниже давления гидроразрыва.

Уменьшение притока жидкости может быть

· на забое

· в ПЗП

· из-за низкой природной проницаемости пласта.

На забое

· осадки

· закупорка песком

· загрязнение перфорации

· загрязнение парафином

· асфальтены

· подобные проблемы

Призабойная Зона Пласта может быть засорена

· буровым раствором

· цементом

· жидкостью заканчивания

· при добыче, или

· илом, глиной.

Похожие статьи:

poznayka.org

Порядок проведения работ при обработке скважин горячей нефтью при помощи АДПН

Замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке.

Что называется призабойной зоной пласта и чем она характерна.

БИЛЕТ №10

Призабойная зона пласта (ПЗП) (критическая зона) - это часть нефтяного коллектора в непосредственной близости от прострелянной зоны пласта, где в процессе добычи происходит наибольшее изменение Давления. Эта зона наиболее всего подвержена процессам засорения коллектора, которое в значительной степени определяет продуктивность скважины в процессе добычи

Продукции одной из скважин направляется в замерной гидроциклонный сепаратор, где газ отделяется от жидкости. Газ проходит через заслонку регулятора уровня, установленного на газовой линии и, смешиваясь с измеренной жидкостью, попадает в общий коллектор. Жидкость поступает в нижнюю ёмкость сепаратора и по мере повышения уровня нефти в ёмкости поплавок механический поднимается вверх и при достижении поплавком верхнего заданного уровня, заслонка установленная на газовой линии закрывается. Давление в ёмкости повышается и, достигнув определённого давления, клапан регулятора расхода открывается, жидкость из ёмкости вытесняется и проходит через счётчик «ТОР» в общий коллектор. По достижении поплавком нижнего уровня жидкости, заслонка полностью открывается, давление в сепараторе понижается, закрывается клапан расхода жидкости и начинается новый цикл накопления.

Сигналы от счётчика «ТОР» поступают в блок управления, где фиксируется на электромагнитных счетчиках, кроме того", счётчик имеет циферблат со стрелкой и интегратором, где так же фиксируются результаты измерения, с блока управления сигнал поступает на диспетчерский пульт, Замер скважины производится на АГЗУ. Определённую скважину ставим на замер через ПСМ на сутки, через сутки снимаем показания со счётчика ТОР - будет суточный замер скважины. Высокодебитные скважины замеряем за 30мин. Показание счетчика за 30мин умножаем на 2, получим замер за 1 час, и умножаем на 24 часа, получим суточный замер.

Агрегат АДПМ (агрегат для депарафинизации передвижной, модернизированный

производительностью 12 м3/час и максимальной температурой нагрева +150ºС) предназначен для

депарафинизации скважин горячей нефтью.

К обслуживанию передвижных паровых установок следует допускать лиц не моложе 18 лет

прошедших медицинское освидетельствование, соответствующее обучение, инструктаж по

безопасности выполнения работ, стажировку на рабочем месте, проверку знаний. Запрещается

работать с АДП при неисправном его оборудовании. При аварийных ситуациях необходимо

немедленно прекратить работу АДП, известить при этом руководителя работ и принять меры к

ликвидации аварии.

Выхлопная труба от двигателя АДП должна быть снабжена глушителем с искрогасителем и

вы ведена вверх с таким расчетом, чтобы выхлопные газы не попадали в кабину.

Производить работы с горячей нефтью необходимо в брезентовом костюме с плотным

прилеганием рукавов у запястья.

При возникновении пожара на АДП немедленно прекратить работу, закрыть запорную арматуру

скважины, отсоединить напорную линию, убрать автоцистерну из опасной зоны. При пожаре

немедленно сообщить в пожарную часть, руководству цеха, ЦИТС, ОП и ПБ.

Рабочие несут ответственность за нарушение требований настоящей инструкции в зависимости от характера этих нарушений и их последствий в дисциплинарном, административном или судебном порядке.

studlib.info