Закачка - ингибитор
Cтраница 3
Оценка возможности образования гидратов связана прежде всего с тем, чтобы своевременно рекомендовать закачку ингибиторов гидратообразования в зону возможного гидратообразования. Предупреждение гидратообразования обеспечивает устойчивость работы скважин, хотя и связано с дополнительными материальными затратами. [31]
В тех случаях, когда подготовка скважины ( тепловым или иным способом) перед закачкой ингибитора проводится без ее остановки, насыщение столба нефти реагентом в межтрубном пространстве осуществляется после подготовки подземного оборудования. Реагент в затрубное пространство рекомендуется закачивать с помощью агрегата ЦА-320М. Для быстрого перемешивания реагента с затрубной нефтью необходимо осуществить перепуск части ( до 10 %, но не более 3 - 4 м3) добываемой продукции из выкидной линии в затрубное пространство. [32]
Существует несколько способов применения ингибиторов в скважине: инжекция ингибиторов в межтрубное пространство скважин, закачка ингибиторов в пласт, ввод твердых ингибиторов. [33]
Существует несколько способов применения ингибиторов в скважине: инжекция ингибиторов в затрубное пространство скважин, закачка ингибиторов в пласт, ввод твердых ингибиторов. Инжекция ингибиторов в затрубное пространство осуществляется с помощью ингибиторной установки ( УИ-1) монжусного типа. Дозированное количество ингибитора постоянно подается под действием собственного веса на забой скважины через затрубное пространство, откуда восходящим потоком газа ингибитор по стенкам фонтанных труб поступает на поверхность. [34]
При защите нефтедобывающего оборудования от кислотной, и, в частности от сероводородной коррозии применяется единовременная закачка ингибитора в пласт. Закаченный в пласт ингибитор адсорбируется на поверхности зерен породы и при последующей эксплуатации поступает в скважину вместе с жидкостью, обеспечивая защиту скважины в течение 3 - 6 мес. [35]
Существует несколько способов ингибирования оборудования для добычи газа: периодическое, постоянное, избирательное ингибирование, закачка ингибитора в продуктивный пласт и др. Для их осуществления разработано большое число устройств. Наиболее распространенные из них: устройства автоматического или полуавтоматического ввода ингибитора в скважину; устройства, работающие на принципе автоматической подачи ингибитора в зависимости от - расхода добываемого газа; устройства, работающие на принципе самопроизвольной подачи ингибиторов, и устройства для подачи ингибиторов, приводимые в действие давлением среды. [36]
В нефтяной и газовой промышленности в последние годы находят применение такие методы антикоррозионной защиты оборудования, как закачка ингибиторов в продуктивный пласт с последующей их десорбцией и поступлением защитных доз ингибиторов в добываемые нефть или газ. [37]
На основании материалов, накопленных на промысле, и по результатам лабораторных исследований установлено, что интенсивность ртутой коррозии может быть снижена путем увеличения диаметра фонтанных труб, снижения дебита высокодебитных скважин, закачкой ингибитора в скважину. [38]
Так, например, если во время заканчивания скважины имеется информация, указывающая на присутствие в продукции скважины парафина, солей, на образование в трубах гидратных пробок, то в компоновке лифта предусматривается ингибиторный клапан для закачки соответствующего ингибитора. [39]
К И.к., предназначенному для газовой скважины, предъявляют след, требования: хорошо диспергировать или растворяться в воде ( водном конденсате) и водных растворах ( пластовых водах), особенно для обводняющихся скважин; растворяться в углеводородах ( углеводородном конденсате, дизельном топливе, метаноле - в зависимости от схемы закачки ингибитора и необходимости борьбы с техногенным гидратообразовани-ем) иметь определенные физико-химич. [40]
Закачку ингибитора с целью создания ингибиторной пробки осуществляют спец. [42]
Ингибитор коррозии подается в технологические линии УКПГ дозировочными насосами, а в газовые скважины - насосами или при помощи ингибиторных установок, работающих по тому же принципу, что и метанольные установки. До закачки ингибитора в пласт необходимо нагнетательные линии спрессовать на полуторакратное давление от рабочего. [43]
В отличие от предыдущих обработок 6 / ХП 1975 г. в затрубное пространство скважины было закачано 0 5 т ингибитора коррозии АзНИПИ - нефть-726, содержащего 30 % углеводородного растворителя. После закачки ингибитора межремонтный период работы, связанный с проверкой труб на герметичность, увеличился почти в 2 раза. V горизонт с дебитом нефти 5 8 и воды 14 8 т / сут, 3 / 1 1976 г. полностью были заменены новыми. Начиная с марта 1976 г. по ноябрь того же года она была 9 раз обработана 0 5 т ингибитором АзНИПИнефть-726, содержащего 60 % углеводородного растворителя. За указанный период скважина 11 раз была остановлена на ремонт для ликвидации течи в НКТ. Проведенные до декабря 1976 г. четыре закачки ингибитора АзНИПИнефть-726 по 0 5 т были неуспешными, поскольку за указанный период скважину 5 раз останавливали на ремонт. [44]
 |
Изменение отложения кальцита в скважине. [45] |
Страницы: 1 2 3 4