Файл: Разработка оборудования для нормализации забоя в добывающих скважинах газонефтяного месторождения Дыш.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.04.2024
Просмотров: 45
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
I и II продуктивные горизонты характеризуются одинаковым вещественным составом породообразующих компонентов. Это песчаники и алевролиты полимиктового и кварцевого состава. Обломочный материал в одних разностях представлен кварцем (40-50%), полевым шпатом (15-20%) с примесью обломков пород, в других, в основном кварцем (70-75%). Цементом служит глинистый, реже карбонатно-глинистый материал, количество которого изменяется от 10 до 30-40%.
На месторождении Дыш, в отличие от других площадей, отмечается иногда развитие кремнисто-глинистого цемента. Обломочный материал в песчано-алевритовых породах слабо окатан. Породы I горизонта характеризуются несколько лучшей отсортированностью по сравнению с породами II горизонта.
Данные лабораторных анализов керна в сочетании с промыслово-геофизическими материалами позволили достаточно надежно оценить средние величины пористости коллекторов и их нефтегазонасыщенность.
Как видно из таблицы 1.2 среднеарифметические значения пористости по данным лабораторных исследований керна в залежах варьируют от 17 до 27,4 % в нефтенасыщенной части, и от 15,2 до 23,9 % в водонасыщенной части разреза.
По геофизическим данным средние значения пористости нефтенасыщенной части разреза изменяются в пределах от 17,3 до 28,6 % (0,173-0,286 доли ед).
В качестве расчетных при подсчете запасов углеводородов приняты средние значения пористости, полученные по результатам лабораторных исследований керна, т. е. 22,9 % (0,229 доли ед.).
По данным интерпретации комплекса ГИС средние величины нефтенасыщенности пород варьируют по скважинам от 0,40 до 0,95.
Для расчетов принято средневзвешенное значение начального нефтенасыщения, полученное по геофизическим данным и равное 0,79.
Для подсчета запасов свободного газа коэффициент газонасыщенности рассчитан и принят также по геофизическим данным 0,667.
Т а б л и ц а 1.2 – Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности
Проницаемость коллекторов определена гидродинамическими и лабораторными методами. По гидродинамическим данным проницаемость пластов на площадях Дыш, Ключевое и Узун варьирует в диапазоне от 50∙10-3 мкм2 до 210∙10-3 мкм2, по лабораторным – в разных по насыщению частях разреза – от 11,9∙10-3 мкм2 до 253,8∙10-3 мкм2 (месторождение Дыш) и от 158,3∙10-3 мкм2 до 191,7∙10-3 мкм2 (месторождение Ключевое).
Законтурная область I горизонта исследована на площади Дыш в скважинах №№ 36, 90, 140 и 155.
Результаты гидрогеологических исследований этих скважин показали напорный характер пластовых вод законтурной области с установившимся пластовым давлением, равным гидростатическому.
Основные выводы по первому разделу:
1 Газонефтяное месторожение Дыш находится на завершающей стадии разработки, которая характеризуется высокой обводненностью пластовой продукции, высокими темпами падения пластовых давлений, а так же интенсивным разрушением призабойных зон скважин
2 I и II продуктивные горизонты характеризуются одинаковым вещественным составом породообразующих компонентов. Это песчаники и алевролиты полимиктового и кварцевого состава. Обломочный материал в одних разностях представлен кварцем (40-50%), полевым шпатом (15-20%) с примесью обломков пород, в других, в основном кварцем (70-75%). Цементом служит глинистый, реже карбонатно-глинистый материал, количество которого изменяется от 10 до 30-40%. Соотвественно на забое скважин будут образововаться плотные сцементированные пробки
3 Процессу образования глинисто-песчанных, проппантовых пробок на забое способствует так же осуществление гидроразрыва пласта. В соответствии с проектом на доразработку газонефтяного месторождения Дыш, количество ГРП составляет в среднем 20 операций в год.
4 Учитывая аварийное состояние большего количества скважин, так как месторождение рарабатывается с 1954 года, а также резервы по нефтенасыщенной мощности, которые не охвачены дренированием, необходимо предусмотреть восстановление продуктивности ряда скважин, как бездействующих, так и действующих, данные виды работ зачастую связаны с ликвидацией глинисто-песчаных пробок в добывающих скважинах
2 Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов месторождения Дыш
За историю разработки для интенсификации добычи нефти на месторождении применялись в основном следующие мероприятия:
- гидроразрыв пласта;
- кислотные обработки;
- смена типоразмера штуцера;
- перевод на механизированный способ добычи;
- увеличение глубины подвески насоса;
- изменение числа качаний насоса;
- изменение длины хода плунжера;
- смена ЭЦН на более производительный;
- дополнительная перфорация пластов.
Особенно широко эти методы использовались в последние годы. Благодаря их применению удалось значительно увеличить уровни отборов нефти, о чём более подробно сказано при анализе разработки месторождения.
Всего в 2019-2020 гг. выполнено 188 мероприятия. Из них количественно большую часть составляют смена штуцера – 72 шт., смена числа качаний – 24, ГРП – 20, перевод на механизированный способ добычи – 19, обработки призабойной зоны – 9, увеличение подвески – 8. Сведения об эффективности этих мероприятий приведены в таблице 2.1.
Т а б л и ц а 2.1 – Эффективность мероприятий по ИДН в 2019-2020 гг.
Как видно из таблицы, наиболее эффективным мероприятием по интенсификации добычи стал гидроразрыв пласта, удельный эффект от которого в расчёте на одно мероприятие составил 2218,7 т. На II горизонте выполненные ГРП позволили кратно увеличить дебиты скважин, не вызвав негативных последствий.
Также значительный эффект получен от мероприятий по смене штуцера и переводу на механизированный способ добычи. Однако эти мероприятия, как показано при анализе разработки месторождения, наряду со сменой числа качаний и увеличением подвески, позволили получить лишь кратковременный эффект. В результате их применения несколько увеличились текущие отборы, однако затем добыча упала, и наблюдалось резкое увеличение обводнённости.
По названным причинам, к дальнейшему применению рекомендуются обработки призабойных зон, позволяющие снизить скин-эффект. Также, при наличии необходимых условий, рекомендуется выполнение гидроразрыва пласта, однако, по состоянию на текущий момент, резерв увеличения дебитов за счёт этого мероприятия практически исчерпан.
2.1 Рекомендации по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
Данные о ремонтах скважин свидетельствуют, что за 3 квартала предшествующего года выполнено 185 ремонтов на общую сумму 88982,2 тыс. руб.
Выполняемые работы:
– полный ремонт: 85 раз (№№ 486, 484, 424, 381, 430, 448, 437, 482, 396, 433, 356, 105, 484, 105, 338, 244, 484, 408, 95, 429, 424, 344, 216, 143, 403, 204, 370, 383, 421, 484, 383, 484, 372, 473, 443, 124, 453, 323, 232, 178, 433, 79, 395, 403, 429, 344, 324, 388, 101, 432, 396, 479, 117, 338, 387, 381, 491, 458, 449, 419, 129, 448, 219, 178, 242, 218, 370, 486, 416, 380, 473, 374, 454, 129, 403, 446, 486, 221, 454, 221, 214, 236, 429, 248);
– ликвидация утечки: 26 раз (№№ 486, 484, 424, 381, 430, 448, 437, 482, 396, 433, 356, 105, 105, 484, 105, 204, 370, 384, 473, 443, 338, 387, 381, 129, 448, 380);
– смена насоса: 27 раз ( №№ 254, 323, 459, 229, 124, 454, 323, 178, 244, 323, 447, 321, 448, 254, 248, 139, 438, 453, 380, 421, 473, 443, 41, 129, 209, 324, 254);
– прокачки и промывки: 42 раз ( №№ 204, 370, 383, 384, 124, 453, 323, 232, 178, 433, 79, 395, 403, 429, 344, 324, 388,101, 479, 117, 416, 380, 374, 454, 324, 403, 446, 486, 324, 254, 221, 454, 454, 236, 221, 214, 393, 454, 236, 429, 248);
– подготовка и освоение при ГРП: 25 раз ( №№ 453, 416, 324, 324, 374, 214, 219, 435, 236, 234, 332, 221, 219, 435, 236, 234, 332, 117, 367, 323, 221, 409, 388, 445, 323);
– обрывы и отвороты штанг: 17 раз ( №№ 484, 383, 484, 372, 218, 204, 337, 486, 453, 383, 338, 387, 38ё, 416, 41, 129, 448);
– изоляционные работы: 10 раз ( №№ 141, 397, 141, 248, 479, 426, 375, 484, 443, 387;
– смена способа эксплуатации и оптимизация: 26 раз ( №№ 384, 479, 117, 219, 178, 242, 218, 370, 486, 416, 374, 454, 324, 403, 446, 209, 219, 214, 219, 221, 454, 454, 236, 445, 393, 454);
– прочие работы: 18 раз ( №№ 452, 41, 479, 117, 445, 395, 218, 424, 218, 370, 486, 380, 372, 484, 209, 486, 429, 449).
С целью улучшения притоков рекомендуются обработки призабойных зон рабочими растворами, приготовленными на основе КСПЭО-СКТ (сухокислотного состава комплексного действия) производства ЗАО ПОЛИЭКС, г. Пермь.
Рекомендуемый расход реагентов на приготовление 1 м3 рабочего раствора: сухой кислотный реагент – 150 кг, остальное вода.
Состав характеризуется повышенной проникающей способностью в нефтенасыщенную часть пласта; обладает низким межфазным натяжением на границе кислотный состав-нефть, за счёт чего эффективно предотвращает образование стойких нефтекислотных эмульсий; предотвращает образование осадков; обеспечивает высокую степень разглинизации за счёт растворения и диспергирования материала.
Преимущества использования сухокислотного состава
– снижение транспортных расходов;
– безопасность транспортировки и хранения;
– повышение производственной безопасности, улучшение условий труда
В состав композиции входит ингибитор коррозии, предотвращающий коррозию промыслового оборудования.
Большое количество ремонтов, связанных со сменой глубинного насоса, свидетельствует о невысоком качестве насосов и неблагоприятных условиях их эксплуатации: неполное заполнение насоса, наличие в продукции механических примесей, парафина и газа. В скважины устанавливаются насосы вставного типа НГВ-1-32 и НГВ-1-43 производства Аксельсон-Кубань и ИЖНЕФТЕМАШ. Проведённый специалистами промысла анализ свидетельствует о более стабильной работе насосов производства Аксельсон-Кубань. Рекомендуется и в дальнейшем оснащать при переводе на глубиннонасосную эксплуатацию фонтанные скважины глубинными насосами производства Аксельсон-Кубань.
ОАО "Мотовилихинские заводы" выпускает глубинные штанговые насосы с улучшенными характеристиками работы. По данным производителя такие насосы значительно надёжнее и эффективнее других, выпускаемых отечественной промышленностью. Рекомендуется опробовать на месторождении Дыш глубинные штанговые насосы производства ОАО "Мотовилихинские заводы" г. Пермь.
Основными защитными приспособлениями на глубиннонасосных скважинах являются хвостовики и газовые якоря.
На 56 скважинах приёмы глубинных насосов оборудованы хвостовиками диаметром 60 мм длиной от 900 м до 1200 м.
На скважинах №№ 382,427,428,458 и других общая длина подвески не доходит до интервала перфорации на 100 м и более. На остальных скважинах №№ 441, 254, 356, 370 и др., оборудованных хвостовиками, длина хвостовика под замковой опорой равна 6-10 м.
Целью применения хвостовиков является вынос воды, механических примесей и возбуждение фонтанирования через насос в скважинах, переведённых с фонтанного способа. «Башмак» хвостовика должен находиться непосредственно над интервалом перфорации. В противном случае, хвостовик мешает работе насоса, т. к. выделяющийся из жидкости газ накапливается в хвостовике и попадает на приём насоса, что приводит к срыву подачи. Это наблюдается и при применении малых хвостовиков, длина которых около 3 - 4 м.
В целях борьбы с вредным влиянием газа приёмы глубинных насосов скважин №№ 442, 321, 408, 254, 426, 448, 360, 458 оборудованы газовыми якорями.
На месторождении Дыш, в отличие от других площадей, отмечается иногда развитие кремнисто-глинистого цемента. Обломочный материал в песчано-алевритовых породах слабо окатан. Породы I горизонта характеризуются несколько лучшей отсортированностью по сравнению с породами II горизонта.
Данные лабораторных анализов керна в сочетании с промыслово-геофизическими материалами позволили достаточно надежно оценить средние величины пористости коллекторов и их нефтегазонасыщенность.
Как видно из таблицы 1.2 среднеарифметические значения пористости по данным лабораторных исследований керна в залежах варьируют от 17 до 27,4 % в нефтенасыщенной части, и от 15,2 до 23,9 % в водонасыщенной части разреза.
По геофизическим данным средние значения пористости нефтенасыщенной части разреза изменяются в пределах от 17,3 до 28,6 % (0,173-0,286 доли ед).
В качестве расчетных при подсчете запасов углеводородов приняты средние значения пористости, полученные по результатам лабораторных исследований керна, т. е. 22,9 % (0,229 доли ед.).
По данным интерпретации комплекса ГИС средние величины нефтенасыщенности пород варьируют по скважинам от 0,40 до 0,95.
Для расчетов принято средневзвешенное значение начального нефтенасыщения, полученное по геофизическим данным и равное 0,79.
Для подсчета запасов свободного газа коэффициент газонасыщенности рассчитан и принят также по геофизическим данным 0,667.
Т а б л и ц а 1.2 – Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности
| Метод опреде-ления | Наименование | Проница-емость, 10-3 мкм2 | Порис-тость, д. ед. | Нефте-насы-щен-ность, д. ед. | Газо-насы-щен-ность, д. ед. |
| Лабора-торные исследо-вания керна | количество скважин, шт. количество определений, шт. среднее значение коэффициент вариации, д. ед. интервал изменения | 25 155 146,3 0,278 11,9-253,8 | 25 210 0,229 0,058 0,152-0,274 | 0,77 | |
| Геофизи-ческие исследо-вания скважин | количество скважин, шт. количество определений, шт. средневзвешенное значение среднее значение коэффициент вариации, д. ед. интервал изменения | - - - - - - | 263 778 - 0,224 0,211 0,173-0,286 | 26 104 0,79 0,774 0,114 0,40-0,95 | 0,667 |
| Гидро-динами-ческие исследо-вания скважин | количество скважин, шт. количество определений, шт. среднее значение коэффициент вариации, д. ед. интервал изменения | 9 5 112 - 50-170 | - - - - - | - - - - - | - - - - - |
Проницаемость коллекторов определена гидродинамическими и лабораторными методами. По гидродинамическим данным проницаемость пластов на площадях Дыш, Ключевое и Узун варьирует в диапазоне от 50∙10-3 мкм2 до 210∙10-3 мкм2, по лабораторным – в разных по насыщению частях разреза – от 11,9∙10-3 мкм2 до 253,8∙10-3 мкм2 (месторождение Дыш) и от 158,3∙10-3 мкм2 до 191,7∙10-3 мкм2 (месторождение Ключевое).
Законтурная область I горизонта исследована на площади Дыш в скважинах №№ 36, 90, 140 и 155.
Результаты гидрогеологических исследований этих скважин показали напорный характер пластовых вод законтурной области с установившимся пластовым давлением, равным гидростатическому.
Основные выводы по первому разделу:
1 Газонефтяное месторожение Дыш находится на завершающей стадии разработки, которая характеризуется высокой обводненностью пластовой продукции, высокими темпами падения пластовых давлений, а так же интенсивным разрушением призабойных зон скважин
2 I и II продуктивные горизонты характеризуются одинаковым вещественным составом породообразующих компонентов. Это песчаники и алевролиты полимиктового и кварцевого состава. Обломочный материал в одних разностях представлен кварцем (40-50%), полевым шпатом (15-20%) с примесью обломков пород, в других, в основном кварцем (70-75%). Цементом служит глинистый, реже карбонатно-глинистый материал, количество которого изменяется от 10 до 30-40%. Соотвественно на забое скважин будут образововаться плотные сцементированные пробки
3 Процессу образования глинисто-песчанных, проппантовых пробок на забое способствует так же осуществление гидроразрыва пласта. В соответствии с проектом на доразработку газонефтяного месторождения Дыш, количество ГРП составляет в среднем 20 операций в год.
4 Учитывая аварийное состояние большего количества скважин, так как месторождение рарабатывается с 1954 года, а также резервы по нефтенасыщенной мощности, которые не охвачены дренированием, необходимо предусмотреть восстановление продуктивности ряда скважин, как бездействующих, так и действующих, данные виды работ зачастую связаны с ликвидацией глинисто-песчаных пробок в добывающих скважинах
2 Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов месторождения Дыш
За историю разработки для интенсификации добычи нефти на месторождении применялись в основном следующие мероприятия:
- гидроразрыв пласта;
- кислотные обработки;
- смена типоразмера штуцера;
- перевод на механизированный способ добычи;
- увеличение глубины подвески насоса;
- изменение числа качаний насоса;
- изменение длины хода плунжера;
- смена ЭЦН на более производительный;
- дополнительная перфорация пластов.
Особенно широко эти методы использовались в последние годы. Благодаря их применению удалось значительно увеличить уровни отборов нефти, о чём более подробно сказано при анализе разработки месторождения.
Всего в 2019-2020 гг. выполнено 188 мероприятия. Из них количественно большую часть составляют смена штуцера – 72 шт., смена числа качаний – 24, ГРП – 20, перевод на механизированный способ добычи – 19, обработки призабойной зоны – 9, увеличение подвески – 8. Сведения об эффективности этих мероприятий приведены в таблице 2.1.
Т а б л и ц а 2.1 – Эффективность мероприятий по ИДН в 2019-2020 гг.
| Вид мероприятия | Количество | Суммарный эффект, т | Удельный эффект, т |
| Смена штуцера | 72 | 38715 | 537,7 |
| Смена числа качаний | 24 | 2538 | 105,8 |
| ГРП | 20 | 44373 | 2218,7 |
| Перевод на мех. способ | 19 | 14783 | 778,1 |
| ОПЗ | 9 | 392 | 43,6 |
| Увеличение подвески | 8 | 315 | 39,4 |
Как видно из таблицы, наиболее эффективным мероприятием по интенсификации добычи стал гидроразрыв пласта, удельный эффект от которого в расчёте на одно мероприятие составил 2218,7 т. На II горизонте выполненные ГРП позволили кратно увеличить дебиты скважин, не вызвав негативных последствий.
Также значительный эффект получен от мероприятий по смене штуцера и переводу на механизированный способ добычи. Однако эти мероприятия, как показано при анализе разработки месторождения, наряду со сменой числа качаний и увеличением подвески, позволили получить лишь кратковременный эффект. В результате их применения несколько увеличились текущие отборы, однако затем добыча упала, и наблюдалось резкое увеличение обводнённости.
По названным причинам, к дальнейшему применению рекомендуются обработки призабойных зон, позволяющие снизить скин-эффект. Также, при наличии необходимых условий, рекомендуется выполнение гидроразрыва пласта, однако, по состоянию на текущий момент, резерв увеличения дебитов за счёт этого мероприятия практически исчерпан.
2.1 Рекомендации по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
Данные о ремонтах скважин свидетельствуют, что за 3 квартала предшествующего года выполнено 185 ремонтов на общую сумму 88982,2 тыс. руб.
Выполняемые работы:
– полный ремонт: 85 раз (№№ 486, 484, 424, 381, 430, 448, 437, 482, 396, 433, 356, 105, 484, 105, 338, 244, 484, 408, 95, 429, 424, 344, 216, 143, 403, 204, 370, 383, 421, 484, 383, 484, 372, 473, 443, 124, 453, 323, 232, 178, 433, 79, 395, 403, 429, 344, 324, 388, 101, 432, 396, 479, 117, 338, 387, 381, 491, 458, 449, 419, 129, 448, 219, 178, 242, 218, 370, 486, 416, 380, 473, 374, 454, 129, 403, 446, 486, 221, 454, 221, 214, 236, 429, 248);
– ликвидация утечки: 26 раз (№№ 486, 484, 424, 381, 430, 448, 437, 482, 396, 433, 356, 105, 105, 484, 105, 204, 370, 384, 473, 443, 338, 387, 381, 129, 448, 380);
– смена насоса: 27 раз ( №№ 254, 323, 459, 229, 124, 454, 323, 178, 244, 323, 447, 321, 448, 254, 248, 139, 438, 453, 380, 421, 473, 443, 41, 129, 209, 324, 254);
– прокачки и промывки: 42 раз ( №№ 204, 370, 383, 384, 124, 453, 323, 232, 178, 433, 79, 395, 403, 429, 344, 324, 388,101, 479, 117, 416, 380, 374, 454, 324, 403, 446, 486, 324, 254, 221, 454, 454, 236, 221, 214, 393, 454, 236, 429, 248);
– подготовка и освоение при ГРП: 25 раз ( №№ 453, 416, 324, 324, 374, 214, 219, 435, 236, 234, 332, 221, 219, 435, 236, 234, 332, 117, 367, 323, 221, 409, 388, 445, 323);
– обрывы и отвороты штанг: 17 раз ( №№ 484, 383, 484, 372, 218, 204, 337, 486, 453, 383, 338, 387, 38ё, 416, 41, 129, 448);
– изоляционные работы: 10 раз ( №№ 141, 397, 141, 248, 479, 426, 375, 484, 443, 387;
– смена способа эксплуатации и оптимизация: 26 раз ( №№ 384, 479, 117, 219, 178, 242, 218, 370, 486, 416, 374, 454, 324, 403, 446, 209, 219, 214, 219, 221, 454, 454, 236, 445, 393, 454);
– прочие работы: 18 раз ( №№ 452, 41, 479, 117, 445, 395, 218, 424, 218, 370, 486, 380, 372, 484, 209, 486, 429, 449).
С целью улучшения притоков рекомендуются обработки призабойных зон рабочими растворами, приготовленными на основе КСПЭО-СКТ (сухокислотного состава комплексного действия) производства ЗАО ПОЛИЭКС, г. Пермь.
Рекомендуемый расход реагентов на приготовление 1 м3 рабочего раствора: сухой кислотный реагент – 150 кг, остальное вода.
Состав характеризуется повышенной проникающей способностью в нефтенасыщенную часть пласта; обладает низким межфазным натяжением на границе кислотный состав-нефть, за счёт чего эффективно предотвращает образование стойких нефтекислотных эмульсий; предотвращает образование осадков; обеспечивает высокую степень разглинизации за счёт растворения и диспергирования материала.
Преимущества использования сухокислотного состава
– снижение транспортных расходов;
– безопасность транспортировки и хранения;
– повышение производственной безопасности, улучшение условий труда
В состав композиции входит ингибитор коррозии, предотвращающий коррозию промыслового оборудования.
Большое количество ремонтов, связанных со сменой глубинного насоса, свидетельствует о невысоком качестве насосов и неблагоприятных условиях их эксплуатации: неполное заполнение насоса, наличие в продукции механических примесей, парафина и газа. В скважины устанавливаются насосы вставного типа НГВ-1-32 и НГВ-1-43 производства Аксельсон-Кубань и ИЖНЕФТЕМАШ. Проведённый специалистами промысла анализ свидетельствует о более стабильной работе насосов производства Аксельсон-Кубань. Рекомендуется и в дальнейшем оснащать при переводе на глубиннонасосную эксплуатацию фонтанные скважины глубинными насосами производства Аксельсон-Кубань.
ОАО "Мотовилихинские заводы" выпускает глубинные штанговые насосы с улучшенными характеристиками работы. По данным производителя такие насосы значительно надёжнее и эффективнее других, выпускаемых отечественной промышленностью. Рекомендуется опробовать на месторождении Дыш глубинные штанговые насосы производства ОАО "Мотовилихинские заводы" г. Пермь.
Основными защитными приспособлениями на глубиннонасосных скважинах являются хвостовики и газовые якоря.
На 56 скважинах приёмы глубинных насосов оборудованы хвостовиками диаметром 60 мм длиной от 900 м до 1200 м.
На скважинах №№ 382,427,428,458 и других общая длина подвески не доходит до интервала перфорации на 100 м и более. На остальных скважинах №№ 441, 254, 356, 370 и др., оборудованных хвостовиками, длина хвостовика под замковой опорой равна 6-10 м.
Целью применения хвостовиков является вынос воды, механических примесей и возбуждение фонтанирования через насос в скважинах, переведённых с фонтанного способа. «Башмак» хвостовика должен находиться непосредственно над интервалом перфорации. В противном случае, хвостовик мешает работе насоса, т. к. выделяющийся из жидкости газ накапливается в хвостовике и попадает на приём насоса, что приводит к срыву подачи. Это наблюдается и при применении малых хвостовиков, длина которых около 3 - 4 м.
В целях борьбы с вредным влиянием газа приёмы глубинных насосов скважин №№ 442, 321, 408, 254, 426, 448, 360, 458 оборудованы газовыми якорями.