что такое гно в нефтянке
Применение глубинных исследовательских комплексов длительного мониторинга давления и температуры на скважинах с компоновками гно для изоляции негерметичности эксплуатационных колонн
Применение пакерных установок для изоляции интервалов негерметичности эксплуатационных колонн предполагает необходимость контроля параметров отсеченных пластов. Для этой цели может применяться глубинный исследовательский комплекс длительного мониторинга давления и температуры СОЮЗ-ФОТОН.
Состав глубинного исследовательского комплекса длительного мониторинга давления и температуры
Компоновка ГНО скважины с УСШН (УЭВН) для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением исследовательского комплекса СОЮЗ- ФОТОН
КОМПОНОВКИ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПЛЕКСА СОЮЗ-ФОТОН
Комплекс СОЮЗ-ФОТОН применяется в трех компоновках.
Первая – типовая компоновка ГНО скважины УСШН (УЭВН) для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны (см. «Компоновка ГНО скважины с УСШН (УЭВН) для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением исследовательского комплекса СОЮЗ-ФОТОН»). Компоновка содержит глубинный прибор с датчиками давления, температуры и удельного сопротивления жидкости. Он располагается под пакером на кровле нижнего объекта разработки. Кабельный хвостовик спускается во внутреннюю полость НКТ ниже пакера, соединяя глубинный прибор с устройством герметичного перевода кабеля (УГПК-02) и позволяя располагать глубинный прибор на любом расстоянии от пакера. УГПК-02 с глубинным прибором (датчиками давления и температуры) находится выше пакера и служит для герметичного перевода кабеля хвостовика и замера давления и температуры напротив интервала негерметичности. О герметичности пакера в данной компоновке можно судить по динамике давления: при срыве пакера в стабильном режиме работы скважины на диаграмме отображается скачок давления.
Двухпакерная компоновка ГНО скважины с УСШН (УЭВН) для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением исследовательского комплекса СОЮЗ-ФОТОН
Вторая компоновка по конструкции во многом повторяет первую, но содержит два пакера (см. «Двухпакерная компоновка ГНО скважины с УСШН (УЭВН) для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением исследовательского комплекса СОЮЗ-ФОТОН»). В данном случае мы предлагаем использовать нижний глубинный прибор с датчиками, а верхнее устройство герметичного перевода кабеля – без датчиков. Это позволяет удешевить весь комплекс.
Компоновка ГНО скважины с УЭЦН для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением компоновки 1ПРОК-ИВЭ-1 и исследовательского комплекса СОЮЗ-ФОТОН
Третья компоновка предназначена для скважин, эксплуатируемых посредством УЭЦН (см. «Компоновка ГНО скважины с УЭЦН для изоляции вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны с применением компоновки 1ПРОК-ИВЭ1 и исследовательского комплекса СОЮЗ-ФОТОН»). В данном случае УГПК-02-3 с глубинными датчиками давления и температуры устанавливается на приеме и выкиде насоса. По имеющимся напорным характеристикам УЭЦН на основании показаний давления на приеме и выкиде насоса возможно определение деби-
та скважины. В составе компоновки используется пакер 1ПРОК-ИВЭ-1. Эта конструкция обеспечивает герметичное прохождение как геофизического, так и силового кабеля КРБП – были проведены соответствующие испытания на герметичность. УГПК-02-2 с глубинным прибором (датчиками давления и температуры) расположенное снаружи НКТ выше пакера, производит замер давления и температуры для контроля герметичности пакера.
ХАРАКТЕРИСТИКИ КОМПЛЕКСА СОЮЗ-ФОТОН
Технические характеристики комплекса СОЮЗФОТОН (см. «Технические характеристики комплекса СОЮЗ-ФОТОН») определяют следующие его возможности и преимущества:
Комплексные решения по повышению надежности эксплуатации внутрискважинного оборудования в осложненных условиях на месторождениях ОАО АНК «Башнефть»
На осложненный фонд приходится 27% механизированного действующего фонда скважин АНК «Башнефть».
Основной процент осложнений сопряжен с выпадением АСПО, далее следуют осложнения, связанные с образованием внутрискважинной эмульсии, на третьем месте — отложения неорганических солей, на коррозию приходится менее 1% осложнений.
В настоящее время в компании ведется детальный анализ по каждому виду осложнений, изучается каждая скважина осложненного фонда, проводится мониторинг развития коррозионных и других осложненных зон.
На основе полученных данных разрабатываются целевые программы, направленные на снижение влияния осложнений на работу погружного оборудования и увеличение МРП, делается прогноз развития осложнений.
Для повышения надежности эксплуатации ГНО в компании «Башнефть» широко применяются различные технологии, в том числе полимерное покрытие НКТ, СПКУ для дозирования химических реагентов, магнитные активаторы, катодная электрохимическая защита.
Результаты применения этих технологий уже показали целесообразность и экономическую эффективность и позволили добиться значительного увеличения МРП.Для обобщения данных и проведения полноценного анализа осложнений в «Башнефти» было разработано специальное программное обеспечение — ПТК «Технолог». Его использование позволяет в режиме реального времени получать информацию по каждой скважине об осложнениях и проводимых ремонтах, а также прогнозировать развитие осложнений.
Большая часть месторождений «Башнефти» расположена на территории Республики Башкортостан, шесть месторождений (Нижневартовская группа) находятся на территории ХМАО и два — в Оренбургской области (см. «Территориальное расположение месторождений «Башнефти»).
Территориальное расположение месторождений «Башнефти»
Динамика нефтедобычи компании в 1992–2009 годах характеризуется падением показателей до 2000 года и последующей стабилизацией на уровне примерно 12 млн т/год, или 0,23 млн барр./сут. (см. «Добыча нефти АНК «Башнефть», 1992–2009 гг.»).
Добыча нефти АНК «Башнефть», 1992–2009 гг., млн т/год 
Распределение действующего фонда скважин «Башнефти» по способам эксплуатации
В общей структуре действующего фонда «Башнефти» большая часть приходится на скважины, оборудованные ШГН. Установками ЭЦН оборудовано 15% фонда скважин, которые дают более 30% добычи нефти компании (см. «Распределение действующего фонда скважин «Башнефти» по способам эксплуатации»). На осложненный фонд приходится 27% механизированного действующего фонда скважин «Башнефти». При этом 84% осложненного фонда — скважины, оборудованные ШГН, 16% — скважины, оборудованные ЭЦН. Основной процент осложнений сопряжен с выпадением АСПО, далее следуют осложнения, связанные с образованием внутрискважинной эмульсии, на третьем месте — осложнения, вызванные отложениями неорганических солей и коррозией ГНО (см. «Фонд осложненных скважин «Башнефти» по НГДУ и видам осложнений» и «Структура осложненного фонда скважин «Башнефти»).
Фонд осложненных скважин «Башнефти» по НГДУ и видам осложнений 
Структура осложненного фонда скважин «Башнефти»
В «Башнефти» проводится детальный анализ по каждому виду осложнений, изучается каждая скважина осложненного фонда (см. «Осложнения в добыче нефти»). Лабораторные исследования, в частности, включают анализ состава нефти и воды, АСПО, солевых отложений, промыслового материала. Кроме того, проводится мониторинг развития коррозионных зон, зон АСПО.
Осложнения в добыче нефти
На основе полученных данных разрабатываются целевые программы, направленные на снижение влияния осложнений на работу погружного оборудования и увеличение МРП, делается прогноз развития осложнений. В рамках целевых программ и технологических регламентов делается выбор технологии и необходимого оборудования, которые могут обеспечить повышение надежности эксплуатации скважин.
ТЕХНОЛОГИИ ПО ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГНО
В целях повышения надежности эксплуатации ГНО в компании «Башнефть» широко применяются следующие технологии, включающие в себя как физические, так и химические методы:
ПРИМЕНЕНИЕ НКТ С ПОЛИМЕРНЫМ ПОКРЫТИЕМ
Технология полимерного покрытия труб была освоена на Нефтекамском заводе нефтепромыслового оборудования (НЗНО). На месторождениях «Башнефти» применяются полимерные НКТ в нагнетательных и добывающих скважинах, также имеется опыт использования полимерных покрытий для стальных нефтеи водопроводов (см. «Структура использования полимерных покрытий труб»).
Полимерное покрытие новых и восстановленных НКТ
На НЗНО покрываются как новые, так и восстановленные НКТ. На долю восстановленных НКТ приходится 16% труб, обрабатываемых полимерным покрытием. В случае нефтепроводов и водоводов для покрытия используются только новые трубы (см. «Полимерное покрытие новых и восстановленных НКТ»).
Технология полимерного покрытия НКТ применяется в компании с 2001 года и уже зарекомендовала себя как простой и достаточно эффективный подход. Так, на месторождениях компании 882 скважины эксплуатировались при помощи НКТ с полимерными покрытиями, и за время эксплуатации отказы из-за повреждения покрытия произошли лишь на 35 скважинах, или в 4% случаев (см. «Отказы на скважинах с НКТ с полимерным покрытием»).
Отказы на скважинах с НКТ с полимерным покрытием
При этом 33 из 35 отказов были обнаружены на Нижневартовской группе месторождений, для которых характерна высокая температура пласта, вызывающая отслоение полимера от стали. Сегодня мы отказались от использования полимерного покрытия НКТ на этой группе месторождений.
Внедрение НКТ с полимерным покрытием позволило увеличить МРП по всем НГДУ компании с наилучшими результатами по предприятиям «Туймазанефть» и «Краснохолмскнефть», в которых прирост МРП составил порядка 100%. (см. «Эффективность внедренияНКТ с полимерным покрытием на скважинах, оборудованных ШГН и ЭЦН»). Использование НКТ с полимерным покрытием предотвращает выпадение АСПО, неорганических солей и образование коррозии.
Эффективность внедрения НКТ с полимерным покрытием на скважинах, оборудованных ШГН и ЭЦН 
Принципиальная схема дозирования химического реагента в скважину с применением СПКУ 
Принципиальная схема обустройства скважины, оборудованной УЭЦН, при применении технологии дозирования с капиллярной трубкой 
Принципиальная схема обустройства скважины, оборудованной УШГН, при применении технологии дозирования с капиллярной трубкой 
Удельные расходы химреагентов до и после внедрения технологии дозирования химреагентов посредством капиллярного устройства
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СПКУ
Для химической обработки ГНО в «Башнефти» разработано и выпускается СПКУ, позволяющее осуществлять подачу реагента по капиллярной трубке непосредственно в проблемную зону (см. «Конструкция специального погружного кабельного устройства»).
В компании «Башнефть» используются разные виды специальных погружных капиллярных устройств (см. «Специальные погружные капиллярные устройства»). Схема подачи реагента в скважину с применением СПКУ предполагает три варианта подачи реагента: в призабойную зону, на прием погружного насоса или в интервал образования отложений (см. «Принципиальная схема дозирования химического реагента в скважину с применением СПКУ»).
Использовать СПКУ можно на скважинах, оборудованных как УЭЦН, так и УШГН. Поскольку для использования СПКУ требуется лишь установка блока дозирования и последующая подача реагента через капилляр, данный процесс не требует больших дополнительных затрат (см. «Принципиальная схема обустройства скважины, оборудованной УЭЦН, при применении технологии дозирования с капиллярной трубкой»; «Принципиальная схема обустройства скважины, оборудованной УШГН, при применении технологии дозирования с капиллярной трубкой»).
В «Башнефти» также применяется одна из модификаций СПКУ — погружной четырехжильный кабель (см. «Конструкция погружного четырехжильного кабеля»). Он предназначен для подачи электроэнергии к элек-тродвигателям погружных установок добычи нефти, водоподъема и перекачки жидкостей из шурфов, резервуаров и водоемов. Четвертая жила может использоваться как резервная, для катодной электрохимической защиты подземного оборудования скважин, а также в качестве сигнального датчика — для передачи информации о температуре и вибрации.
В «Башнефти» четырехжильный кабель применялся для электрохимической защиты корпуса ПЭД (см. «Схема защиты ГНО с использованием четвертой жилы»). Корпус ПЭД посредством четвертой жилы был соединен с обсадной колонной и со станцией катодной защиты. Такая схема применялась на пяти скважинах и показала хорошие результаты: коррозии ГНО обнаружено не было.
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СПКУ
Сегодня можно с уверенностью утверждать, что применение технологии дозирования химреагентов по капиллярному кабелю показывает эффективность как при эксплуатации скважин с ШГН, так и при использовании ЭЦН.
Внедрение технологии адресного дозирования позволило «Башнефти» снизить удельный расход химических реагентов в 1,3–1,5 раза (см. «Удельные расходы химреагентов до и после внедрения технологии их дозирования посредством капиллярного устройства»), сократить более чем в 8 раз число подземных ремонтов, термических и химических обработок.
Конструкция специального погружного кабельного устройства
Важно, что подача реагента с помощью СПКУ позволяет использовать различные реагенты на разной глубине для борьбы со всеми видами осложнений. В среднем по компании «Башнефть» внедрение технологии СПКУ позволило увеличить МРП работы скважин более чем в 2 раза (см. «Эффективность внедрения технологий СПКУ на скважинах, оборудованных ШГН и ЭЦН»).
Другие технологии и устройства, применяемые на месторождениях компании, также показывают хорошие результаты (см. «Эффективность применения муфты СПМК на скважинах, оборудованных ШГН и ЭЦН»; «Эффективность применения штанг со скребками»).
ПТК «ТЕХНОЛОГ»
Как известно, наибольший эффект применения технологий для борьбы с проблемами осложненного фонда скважин достигается при применении комплексного подхода. Поэтому для обобщения и проведения полноценного анализа осложнений в «Башнефти» было разработано специальное программное обеспечение — ПТК «Технолог». Его создание стало возможным благодаря совместному внесению, обработке и получения данных ЦНИПРом, институтом «Башнефть-Геопроект» и НГДУ.
Конструкция погружного четырехжильного кабеля
ПТК позволяет, используя имеющуюся базу данных по скважинам, проводить анализ и расчеты, прогнозировать развитие осложнений и получать в режиме реального времени информацию по каждой скважине об осложнениях и проводимых ремонтах. В частности, с помощью программы есть возможность сделать автоматический расчет склонности к солеобразованию, увидеть реальный расход эмульгаторов, ингибиторов коррозии, растворителей АСПО, которые применялись на той или иной скважине. Можно также обобщить эту информацию по месторождениям (см. «Программное обеспечение анализа осложненного фонда скважин»). ПТК «Технолог» уже позволил облегчить работу сотрудникам компании, работающим в этой сфере. В настоящее время работа по совершенствованию этого программного обеспечения продолжается.
Сокращения наименований в нефтяной промышленности
АБР — аэрированный буровой раствор.
АВПД — аномально высокое пластовое давление.
АНПД — аномально низкое пластовое давление.
АКЦ — акустический цементомер.
АТЦ — автотранспортный цех.
БГС — быстрогустеющая смесь.
БКЗ — боковое каротажное зондирование.
БКПС — блочные кустовые насосные станции.
БСВ — буровые сточные воды.
БПО — база производственного обслуживания. Вспомогательные обслуживающие цеха (ремонт и т.д.)
БУ — буровая установка.
ВГК — водогазовый контакт.
ВЗБТ — Волгоградский завод буровой техники.
ВЗД — винтовой забойный двигатель.
ВКР — высококальциевый раствор.
ВКГ — внутренний контур газоносности.
ВНКГ — внешний контур газоносности.
ВКН — внутренний контур нефтеносности.
ВНКН — внешний контур нефтеносности.
ВМЦ — вышкомонтажный цех.
ВНК — водонефтяной контакт.
ВПВ — влияние пневмовзрыва.
ВПЖ — вязкопластичная (бингамовская) жидкость.
ВРП — водораспределительный пункт.
ГГК — гамма-гамма-каротаж.
ГГРП — глубиннопроникающий гидравлический разрыв пласта.
ГДИ — гидродинамические исследования. Исследование состояния скважины.
ГЖС — газожидкостная смесь.
ГИВ — гидравлический индикатор веса.
ГИС — геофизическое исследование скважин.
ГЗНУ — групповая замерная насосная установка. Тоже, что и ГЗУ+ДНС. Сейчас от этого отходят, сохранились только старые.
ГЗУ — групповая замерная установка. Замер дебита жидкости, поступающей с усов.
ГК — гамма-каротаж.
ГКО — глинокислотная обработка.
ГНО — глубинное насосное оборудование. Оборудование, погруженное в скважину (насос, штанги, НКТ).
ГНС — головная нефтепрекачивающая станция.
ГПП — гидропескоструйная перфорация.
ГПЖ — газопромывочная жидкость.
ГПЗ — газоперерабатывающий завод.
ГПС — головная перекачивающая станция.
ГРП — гидравлический разрыв пласта.
ГСМ — горюче-смазочные материалы.
ГСП — групповой сборный пункт.
ГТМ — геолого-технические мероприятия. Мероприятия по увеличению производительности скважин.
ГТН — геолого-технологический наряд.
ГТУ — геолого-технологические условия.
ГЭР — гидрофобно-эмульсионный раствор.
ДНС — дожимная насосная станция. Поступление нефти со скважин через ГЗУ по усам на ДНС для дожимки в товарный парк. Может быть только дожим насосами жидкости или с частичной обработкой (сепарация воды и нефти).
ДУ — допустимый уровень.
ЕСГ — единая система газоснабжения.
ЖБР — железобетонный резервуар.
ЗСО — зона санитарной охраны.
ЗЦН — забойный центробежный насос.
КВД — кривая восстановления давления. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение давления в затрубном пространстве во времени.
КВУ — кривая восстановления уровня. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение уровня в затрубном пространстве во времени.
КИН — коэффициент извлечения нефти.
КИП — контрольно-измерительные приборы.
КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза.
КНС — кустовая насосная станция.
К — капитальный ремонт.
КО — кислотная обработка.
КРБК — кабель резиновый бронированный круглый.
КРС — капитальный ремонт скважины. Ремонт после «полетов оборудования», нарушениях обсадной колонны, стоит на порядок дороже ПРС.
КССБ — конденсированная сульфит-спиртовая барда.
КССК — комплекс снарядов со съемным керноприемником.
ЛБТ — легкосплавные бурильные трубы.
ЛБТМ — легкосплавные бурильные трубы муфтового соединения.
ЛБТН — легкосплавные бурильные трубы ниппельного соединения.
МГР — малоглинистые растворы.
ММЦ — модифицированная метилцеллюлоза.
МНП — магистральный нефтепровод.
МНПП — магистральный нефтепродуктопровод.
МРП — межремонтный период.
МРС — механизм расстановки свечей.
МУН — метод увеличения нефтеизвлечения.
НБ — насос буровой.
НБТ — насос буровой трехпоршневой.
НГДУ — нефтегазодобывающее управление.
НГК — нейтронный гамма-каротаж.
НКТ — насосно-компрессорные трубы. Трубы, по которым на добывающих скважинах выкачивается нефть, на нагнетательных — закачивается вода.
НПП — нефтепродуктопровод.
НПС — нефтеперекачивающая станция.
ОА — очистительные агенты.
ОБР — обработанный буровой раствор.
ОГМ — отдел главного механика.
ОГЭ — отдел главного энергетика.
ООС — охрана окружающей среды.
ОЗЦ — ожидание затвердения цемента.
ОТ — обработка призабойной зоны.
ОТБ — отдел техники безопасности.
ОПРС — ожидание подземного ремонта скважины. Состояние скважины, в которое она переводится с момента обнаружения неисправности и остановки до начала ремонт. Скважины из ОПРС в ПРС выбираются по приоритетам (обычно — дебит скважины).
ОПС — отстойник предварительного сброса.
ОРЗ(Э) — оборудование для раздельной закачки (эксплуатации).
ОТРС — ожидание текущего ремонта скважины.
ПАВ — поверхностно-активное вещество.
ПАА — полиакриламид.
ПАВ — поверхностно-активные вещества.
ПБР — полимер-бентонитовые растворы.
ПДВ — предельно-допустимый выброс.
ПДК — предельно-допустимая концентрация.
ПДС — предельно-допустимый сброс.
ПЖ — промывочная жидкость.
ПЗП — призабойная зона пласта.
ПНП — повышение нефтеотдачи пластов.
ПНС — промежуточная нефтепрекачивающая станция.
ППЖ — псевдопластичная (степенная) жидкость.
ППР — планово-предупредительные работы. Работы по профилактике неисправностей на скважинах.
ППС — промежуточная перекачивающая станция.
ППУ — паропередвижная установка.
ПРИ — породоразрушающий инструмент.
ПРС — подземный ремонт скважины. Ремонт подземного оборудования скважины при обнаружении неисправностей.
ПРЦБО — прокатно-ремонтный цех бурового оборудования.
ПСД — проектно-сметная документация.
РВС — вертикальный стальной цилиндрический резервуар.
РВСП — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с понтоном.
РВСПК — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с плавающей крышей.
РИР — ремонтно-изоляционные работы.
РИТС — ремонтная инженерно-техническая служба.
РНПП — разветвленный нефтепродуктопровод.
РПДЭ — регулятор подачи долота электрический.
РТБ — реактивно-турбинное бурение.
РЦ — ремонтный цикл.
СБТ — стальные бурильные трубы.
СБТН — стальные бурильные трубы ниппельного соединения.
СГ — смесь гудронов.
СДО — соляро-дистиллятная обработка. Обработка скважин.
Система ТО и ПР — система технического обслуживания и планового ремонта бурового оборудования.
СКЖ — счетчик количества жидкости. Счетчики для замеров жидкости непосредственно на скважинах для контроля замеров на ГЗУ.
СНС — статическое напряжение сдвига.
СПГ — сжиженный природный газ.
СПО — спуско-подъемные операции.
ССБ — сульфит-спиртовая барда.
Т — текущий ремонт.
ТБО — твердые бытовые отходы.
ТГХВ — термогазохимическое воздействие.
ТДШ — торпеда с детонирующим шнуром.
ТК — тампонажная композиция.
ТКО — торпеда кумулятивная осевого действия.
ТО — техническое обслуживание.
ТП — товарный парк. Место сбора и переработки нефти (тоже, что и УКПН).
ТП — технологический процесс.
ТРС — текущий ремонт скважины.
ТЭП — технико-экономические показатели.
ЕЕДН — группа Техники и Технологии Добычи Нефти.
УБТ — утяжеленные бурильные трубы горячекатаные или фигурного сечения.
УБР — управление буровых работ.
УЗД — ультразвуковая дефектоскопия.
УКБ — установка колонкового бурения.
УКПН — установка комплексной подготовки нефти.
УСП — участковый сборный пункт.
УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент.
УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент.
УЩР — углещелочной реагент.
УПГ — установка подготовки газа.
УПНП — управление повышения нефтеотдачи пласта.
УПТО и КО — управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования.
УТТ — управление технологического транспорта.
УШГН — установка штангового глубинного насоса.
УЭЦН — установка электроцентробежного насоса.
ХКР — хлоркальциевый раствор.
ЦА — цементировочный агрегат.
ЦДНГ — цех добычи нефти и газа. Промысел в рамках НГДУ.
ЦИТС — центральная инженерно-техническая служба.
ЦКПРС — цех капитального и подземного ремонта скважин. Цех в рамках НГДУ, выполняющий ПРС и КРС.
ЦКС — цех крепления скважин.
ЦНИПР — цех научно-исследовательских и производственных работ. Цех в рамках НГДУ.
ЦППД — цех поддержания пластового давления.
ЦС — циркуляционная система.
ЦСП — центральный сборный пункт.
ШГН — штанговый глубинный насос. С качалкой, для низкодебитных скважин.
ШПМ — шинно-пневматическая муфта.
ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного помола.
ЭРА — электрогидравлический ремонтный агрегат.
ЭХЗ — электрохимическая защита.
ЭЦН — электроцентробежный насос. Для высокодебитных скважин.