Ингибирование - скважина
Cтраница 1
 |
Принципиальная технологическая схема ингибирования внутренней поверхности начальных участков газопровода УКПГ-8 ОГПЗ с использованием форсуночного устройства. [1] |
Ингибирование скважин для защиты от коррозии НКТ осуществляется введением ( непрерывным или периодическим) ингибитора в затрубное пространство, а также закачкой в пласт. В подземном оборудовании скважины имеются клапанные устройства. [2]
Для ингибирования скважин с использованием ингибиторов коррозии в основном используют затрубное пространство, через которое и через ингибиторный или циркуляционный клапан осуществляют дозированную подачу ингибитора внутрь НКТ в поток газожидкостной продукции скважин. Осуществляют также порционную задавку ингибитора на забой скважины через НКТ. [3]
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. [4]
Совершенствование технологии ингибирования скважин и соединительных газопроводов Оренбургского НГКМ / / Разработка и производство новых технологических систем, средств, материалов и методов защиты подземных металлических сооружений от коррозии. [5]
При анализе работы по ингибированию скважин прежде всего следует исходить из геолого-технических и термобарических условий, имеющих место на данном месторождении. [6]
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. [7]
Проектировщик обязан при решении вопроса ингибирования скважин исходить из ожидаемого обводнения скважин подошвенной или краевой водой, из-за которой возможны будут солеотложения, начиная от некоторой стадии эксплуатации скважин. [8]
С позиции технологии добычи газа наличие мерзлоты в определенной степени обусловливает необходимость ингибирования скважин против гидратооб-разования. С наличием мерзлоты, развитой до сравнительно больших глубин, связана низкая температура газа в пласте. Так, например, на Среднеботуобин-ском газонефтяном месторождении Республики Саха ( Якутия) на глубине - 2000 м температура газа равна 120 С. В таких условиях гидраты образуются не только в стволе скважины, но и в призабойной зоне пласта в результате создания депрессии на пласт. Проходя через зону мерзлоты толщиной до 1300 м, газ с учетом снижения его температуры и за счет создания депрессии на пласт приобретает практически отрицательную температуру у устья скважины. [9]
Организационные: 1) отсутствие надлежащего контроля за эксплуатирующимися скважинами, недостоверность информации о межколонных давлениях; 2) самоустранение технической службы ГПУ Шуртан-газ от работы по контролю, ремонту и эксплуатации устьевого и забойного скважинного оборудования, ингибированию скважин, ликвидации межколонных проявлений, устранению негерметичности колонных головок; 3) неудовлетворительное ведение геолого-технической документации по всему фонду скважин. [10]
Третья группа - организационные причины: отсутствие надлежащего контроля за эксплуатирующимися скважинами, что не позволяет своевременно установить и устранить пропуски газа, межколонные давления; невыполнение работ по контролю, ремонту и эксплуатации устьевого и забойного скважинного оборудования, ингибированию скважин; неудовлетворительное ведение геолого-технической документации по фонду эксплуатационных скважин. [11]
Если проект выполняется отраслевым НИИ пли проектным институтом, то руководителем института назначается руководотель проекта, который подготавливает и рекомендует состав исполнителей по направлениям работ: по геологии, геофизике, гидродинамическим исследованиям пластов и скважин, технологическим реяашам работы скважин, запасам углеводородов, пщрогеолопш, бурению, аналитическим и численным методам прогнозирования показателей разработки, сбору и способам подготовки скважинкой продукции, составу добываемой продукции: газа, конденсата, серы, гелия, нефти; экологии: в процессах освоения, исследования, эксплуатации скважин, подготовки газа, использования ДКС, ингибирования скважин и УКПГ, стабилизации конденсата, нефти; технико-экономическим показателям разработки и по другим специальностям, а также персонала по оформлению проекта. [12]
Непрерывное ингибирование скважины в течение полутора лет позволило значительно уменьшать темп падения дебита. Промысловыми исследованиями выявлено, что уменьшение дебита произошло из-за снижения коэффициента продуктивности скважины вследствие отложения гип-оа Е перфорационных каналах не охваченных процессом ингибирования. Затем произведена закачка ингибитора солеобразования в приэабоинуто зону скважины. [13]
Во избежание разрушения эксплуатационной колонны и НКТ кислотами ( особенно быстро корродирует металл смесь плавиковой и соляной кислот) перед СК. О необходимо провести ингибирование скважины ингибитором И-1-А, а после СКО и выброса продуктов реакции закачать в скважину нейтрализующий раствор с рН - 9 и продуть скважину. [14]
Страницы: 1 2