Для реализации технологии периодического ингибирования скважинной продукции ингибитором парафиноотложений необходимо:
1. Рассчитать количество ингибитора (Р, кг), задавливаемого на забой скважины по формуле
Р = К · Р0 · g · (1-n) · (Qж · τ + Vз)/106, (3.1)
где К = 1,5-2,0 - коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий неравномерность выноса его с забоя скважины;
Р0 - дозировка ингибитора, г/т (при проведении первой обработки скважины рекомендуется «ударная» дозировка ингибитора - 1000 г./т, при последующих обработках применяется оптимальная дозировка - 200 г./т);ж - производительность скважины по жидкости, м3/сут;
τ - периодичность обработок, сут (рекомендуется периодичность 7-10 сут с последующим уточнением в ходе опытно-промысловых испытаний);з - объем жидкости на забое и в затрубном пространстве скважины (м3) рассчитать по формуле
з = π · rС2 (LС - LНКТ) + π · (rЭ2 - rНКТ2) · (LНКТ - H), (3.2)
где rС - радиус скважины, м;Э - внутренний радиус эксплуатационной колонны, м;НКТ - радиус НКТ, м;С - глубина скважины, м;НКТ - глубина спуска НКТ;
Н - динамический уровень, м;
π - 3,14;
g - плотность газонасыщенной жидкости (кг/м3) рассчитать по формуле
g = [g1 + g2 · Г + g3 · n0 / (1 - n0)] / [b + n0 / (1 - n0)], (3.3)
где g1 - плотность сепарированной нефти в нормальных условиях, кг/м3;
g2 - плотность газа в нормальных условиях, кг/м3;
g3 - плотность пластовой воды в нормальных условиях, кг/м3;
Г - газосодержание пластовой нефти, приведенное к нормальным условиям, м3/м3;
объемный коэффициент нефти в пластовых условиях;- объемная доля воды в добываемой скважинной продукции рассчитывается по формуле
= n / [n + (1 - n) · g3 / g1], (3.4)
где n - массовая доля воды в добываемой скважинной продукции.
2. Приготовить раствор ингибитора в депарафинизированной нефти для закачки реагента на забой скважины. Концентрация ингибитора в закачиваемом растворе должна быть не менее 10%.
3. Задавку ингибитора в скважину производить с помощью агрегата ЦА-320. При обвязке автоцистерны с агрегатом и агрегата с затрубным пространством скважины необходимо:
опрессовать линию подачи на 1,5-кратное рабочее давление;
давление закачки реагента не должно превышать 80 ат;
обеспечить герметичность линий;
уплотнительные элементы применять из масло-бензостойких материалов;
установить на нагнетательные линии обратный клапан, а на насосе тарированное предохранительное устройство;
минимальная скорость подачи реагентов 3-4 л/с.
4. Подлив ингибитора в скважину может быть произведен также при помощи устройства гидростатического действия в следующей последовательности:
заполнить устройство требуемым объемом ингибитора или его раствором;
герметично закрыть люк;
открыть линию, соединяющую устройство с затрубным пространством скважины с целью выравнивания давления;
слить реагент в скважину.
Периодичность задавки или подлива ингибитора на забой скважины должна быть уточнена в процессе работы скважинного оборудования. Реализация технологии предполагает разработку сетевого графика работ по ингибированию осложненных скважин. [8]
Заключение
Для борьбы с АСПО рекомендуется использовать НКТ с защитными покрытиями, химические методы предупреждения с использованием ингибиторов, тепловые методы. Выбор ингибиторов парафиноотложений производится опытным путем в процессе эксплуатации скважин.
Для борьбы с мехпримесями предлагается использовать забойные щелевые фильтры, как на трубах НКТ, так и на пакере под насосом, применять жидкости глушения скважин, очищенных от механических примесей. Необходимо вести контроль за выносом механических примесей во время вывода скважины на режим и в процессе эксплуатации.
Для защиты от солеотложений рекомендуется использовать ингибиторы комплексного воздействия. Можно рекомендовать внедрение ингибиторов ПАФ-13А, СНПХ-7850, ВРКС, обладающих комплексным воздействием - борьба с АСПВ и солеотложением. Применение и требуемая дозировка рассчитывается и уточняется во время работы и мониторинга за состоянием защищаемых трубопроводов и аппаратов. Применяемые реагенты должны быть допущены к применению в нефтяной отрасли и включены в Реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли» и в Регистр Паспортов безопасности.
Для защиты от коррозии рекомендуется использовать трубы повышенной пластичности и хладостойкости в коррозионно-стойком исполнении Синарского, Северского, Волжского трубных заводов, металлопластиковые, стеклопластиковые, полимерно-полиэтиленовые трубы; насосные установки в износо- и коррозионностойком исполнении.
Список используемой литературы
1. Технологическая схема разработки Усть-Тегусского месторождения
2. Лицензии на право пользования недрами: ТЮМ №11235 НР от 18.06.2002 г., ТЮМ №11239 НЭ от 18.06.2002 г.
3. ДОГОВОР №ТУВ-0763/08/ТННЦ-2957/08 от 14.05.2008 г.