Cтраница 2
В пласт закачку ингибиторов производят периодически - 1 - 4 раза в год с помощью заливочного агрегата. Этот метод эффективен и не требует больших затрат. При выборе ингибитора необходимо не ухудшить коллекторские свойства пласта. В США и Канаде распространены твердые ингибиторы, которые сбрасываются или с помощью троса спускаются на забой, где, растворяясь в жидкости, поднимаются на поверхность, образуя защитную пленку на внутренней поверхности НКТ и арматуры. [16]
Между тем при закачке ингибитора в затрубное пространство работающей скважины скорость нисходящего потока оказывается выше этой величины и при минимальном дебите газа в 24 0 тыс. м3 / сут составляет 0 41 м / с, возрастая с увеличением дебита газа. Это объясняется возможностью перетока газа из затрубного пространства в НКТ при работе скважины, что необходимо учитывать при установлении технологических режимов ингибирования. [17]
НКТ - первая для закачки ингибитора, вторая для отвода нефти ( диаметр 60 мм); оборудование устья; установка двухтрубного пакера; создание депрессии; перфорация через НКТ; вызов притока. [18]
Следует отметить, что закачка ингибитора коррозии в пласт далеко не всегда осуществима. [19]
За эти годы объемы закачки ингибиторов резко не возрастали, объемы внедрения труб с эмалевыми и лакокрасочными покрытиями также не выросли, чугунные трубы не закупались. [20]
Запрещается возобновлять работу по закачке ингибитора в пласт без предварительного стравливания накопившегося в стволе скважины газа, если скважина длительное время не работала. [21]
Запрещается возобновлять работу по закачке ингибитора в пласт без предварительного выпуска накопившегося в стволе скважины газа, если скважина длительное время не работала. [22]
Интересные данные получены при закачке ингибитора в ствол остановленной скважины. [23]
В последние годы освоена технология закачки ингибиторов коррозии в пласт в виде газо-жидкостных смесей. Она основана на использовании эффекта растворимости ингибиторов в природном газе. Установлено [146], что на растворимость ингибиторов влияют давление газа, его температура и состав. [24]
Разработка таких месторождений тепловым воздействием или закачкой ингибиторов в пласт для разложения гидратов требует больших затрат. В связи с этим поиски новых методов разложения гидратов в пластовых условиях, к которым относят электромагнитное, акустическое, вибрационное и иное воздействие на пласт, становятся актуальным направлением для дальнейшего освоения газовых и газоконденсат-ных месторождений. Предотвращение гидратообразования в стволе скважины и наземных коммуникациях не вызывает особой трудности, хотя и связано с немалыми затратами. Трудности возникают при образовании гидратов в пласте, особенно в призабойной зоне, при создании депрессии на пласт и снижении температуры газа в этой зоне. В таких случаях для устойчивой работы скважины требуется постоянно действующий забойный нагреватель или периодическая закачка в призабойные зоны ингибиторов гидратообразования. [25]
При эксплуатации скважин с пакерами ингибирование осуществляется закачкой ингибитора в пласт, доставкой на забой скважины в желонке, заменой жидкости в колонне насосно-компрессорных труб двухпроцентным раствором ингибитора в углеводороде или воде на забой скважины. [26]
Одним из наиболее простых методов ингибирования скважин является закачка ингибитора в продуктивный пласт. Этот метод применяют на многих месторождениях природного газа на Северном Кавказе, в Узбекистане и в Туркменистане. Он не требует использования специального оборудования. Закачку ингибитора осуществляют в четыре этапа с помощью обычных цементировочных агрегатов. Ингибитор коррозии продавливают в продуктивный пласт в жидком виде. В качестве продавочной жидкости используют, как правило, углеводородный конденсат, который, в случае необходимости, может быть заменен водой. В технологии ингибирования данный метод называют методом сплошной закачки ингибитора в продуктивный пласт. В силу своей простоты он незаменим в условиях бездорожья, отсутствия централизованной сети ингибиторопро-водов и электроэнергии. Однако реализация метода может существенно влиять на дебит газовой скважины. [27]
Аэрозольная технология ингибирования скважин более совершенна, чем метод сплошной закачки ингибитора в пласт в жидком виде. Она позволяет полнее учитывать особенности призабойной зоны пласта и избегать осложнений, ведущих к потере объемов добываемого газа и углеводородного конденсата. Более того, использование аэрозольного метода дает возможность наряду с обеспечением продолжительной и эффективной защиты скважины от коррозии увеличивать ее производительность. [28]
На фланцах боковых отводов и катушке трубной головки предусмотрены отверстия для закачки ингибиторов против коррозии и других жидкостей в за-трубное пространство и в ствол елки. [29]
Предупреждение гидратообразования также необходимо проводить с учетом характеристик скважин, путем закачки ингибиторов гидратообразования в ПЗП скважин. [30]