Закачка - ингибитор
Cтраница 1
Закачка ингибитора в пласт производится периодически - 1 - 4 раза в год с помощью заливочного агрегата. Этот метод эффективен и не требует больших затрат. Однако необходимо тщательно выбирать вид ингибитора, чтобы не ухудшить коллекторские свойства пласта. [1]
Закачку ингибиторов в продуктивный пласт нефтяных и газовых скважин применяют для защиты подземного оборудования и коммуникаций нефтегазосбора, используя призабойную зону скважин в качестве естественного и длительно функционирующего дозатора. Этот метод основан на адсорбции и десорбции ингибиторов на твердых поверхностях. Продолжительность между закачками ингибитора зависит от агрессивности среды в системе, типа, состава и строения пласта, дебита скважины и ряда других показателей. Давление закачки необходимо поддерживать ниже давления гидроразрыва пласта. При выборе ингибитора, растворителя и продавочной жидкости следует учитывать возможность разбухания глин, образования стойких эмульсий, снижение продуктивности скважины при гистерезисе смачивания. Обычная периодичность составляет 3 - 18 месяцев. Объем продавочной жидкости рассчитывают с учетом объема для заполнения колонн НКТ. [2]
До закачки ингибитора в пласт необходимо нагнетательные линии спрессовать водой на полутора-кратное максимальное рабочее давление. [3]
До закачки ингибитора в пласт необходимо нагнетательные линии спрессовать водой на полуторакратное максимальное рабочее давление. [4]
Метод закачки ингибиторов в продуктивный пласт нефтяных и газовых скважин применяют с целью использования приза-бойной зоны этих скважин в качестве естественного и длительно функционирующего дозатора в добываемую продукцию адсорбированного на пористых породах ингибитора. В основе применения данного метода лежат процессы адсорбции и десорбции ингибиторов коллоидного типа на твердых поверхностях, которые обеспечивают в течение длительного времени поддержание в добываемой продукции оптимального уровня концентрации ингибитора, достаточной для резкого снижения коррозии. [5]
 |
Вынос ионов железа из нефтяных скважин Самотлорского месторождения. [6] |
Период закачки ингибитора коррозии в скважину для повышения содержания ионов железа до предельно-допустимого значения является периодом действия ингибитора. Для исключения усиленной коррозии НКТ авторами совместно со специалистами ОАО ТНК - Сибирь разработаны оптимальные режимы эксплуатации скважин месторождения с учетом коррозионных процессов. Согласно этим режимам дебит нефтяных скважин составляет 200 - 250 м3 / сут. [7]
 |
Характер распределения микротвердости в сварном соединении трубопровода. [8] |
Период закачки ингибитора коррозии в скважину до повышения содержания ионов железа, равного предельно допустимому значению, является периодом активного действия ингибитора. [9]
Период закачки ингибитора коррозии в скважину для повышения содержания ионов железа до предельно-допустимого значения является периодом действия ингибитора. Для исключения усиленной коррозии НКТ авторами совместно со специалистами ОАО ТНК - Сибирь разработаны оптимальные режимы эксплуатации скважин месторождения с учетом коррозионных процессов. Согласно этим режимам дебит нефтяных скважин составляет 200 - 250 м3 / сут. [10]
Период закачки ингибитора коррозии в скважину до повышения содержания ионов железа, равного предельно допустимому значению, является периодом активного действия ингибитора. [11]
Производить закачку ингибитора в пласт в ночное время запрещается. [12]
 |
Изменение во времени концентрации ингибиторов БПВ в водной фазе добываемой из скважины жидкости ( скв. № 302, НГДУ Октябрьскнефть, Башкирия. [13] |
Технология процесса закачки ингибитора в пласт во многом напоминает технологию проведения гидравлического разрыва пласта, отличаясь от него низкими величинами депрессии на пласт. [14]
Аэрозольный метод закачки ингибитора в пласт разработан с учетом того, что все физические параметры газа при его движении по стволу скважины изменяются. Снижение температуры и давления способствует конденсации ингибитора и образованию аэрозоля в потоке газа. [15]
Страницы: 1 2 3 4