іль Нітрилотриметилфосфонова кислоти (НТФ). Собою рідину білого кольору зі слабким специфічним запахом. Щільність +1301 кг/м 3 при 20 0 С, добре розчиняється в прісній і пластовій воді, в тому числі і містять іонами кальцію до 16000 мг/л. Водневий показник дорівнює 4,5-5,5; температура застигання нижче мінус 20 0 С. Застосовується в свердловинах і нафтопромислового обладнання для запобігання відкладення карбонатів і сульфатів кальцію. Максимальна ефективність досягається при дозуванні реагенту в попутно видобувається воді від 20 до 50 мг/л і обумовлено ступенем її пересиченості солеобразующей іонами. Рекомендується застосовувати у вигляді 1-5% водного розчину, приготованого на прісній воді [11].
Реагент Інкредол являє собою рідину зеленувато-жовтого кольору однорідної консистенції, добре розчинна у воді, нерозчинна в органічних розчинниках. Композиція містить Нітрилотриметилфосфонова кислоту з масовою часткою 3-15%, фосфористу кислоту з масовою часткою 1-5%, карбамід з масовою часткою 15-18%, етиленгліколь (7-9%), аміак (10-13%), інгібітор кислотної корозії (0,5-1%), решта - масова частка води. Щільність при 20 0 С становить не менше 1200 кг/м3, температура кристалізації не вище мінус 40 0 ??С, водневий показник 1,0-2,0. Застосовується для запобігання утворення карбонатів і сульфатів кальцію. Рекомендоване дозування реагенту складає 10-20 г/м 3. Негорючий, невзривоопасен, добре совмести з пластовими водами, що містять до 36 г/л іонів кальцію.
бактерицидом Сонцід - 8 101 - рухома рідина від жовтого до темно-коричневого кольору. Щільність при 20 0 С 1000 кг/м 3, температура застигання не вище мінус 40 0 ??С, показник активності іонів водню водного розчину з концентрацією 10% масових дорівнює 8,7-9,5. Вміст азоту не менше 3,9%, яке забезпечує повне придушення зростання музейної культури сульфатвосстанавлівающіх бактерій. Необхідна кількість бактерициду визначається виходячи з дозування 10 кг на 1 м 3 приготовленого розчину інгібітора солеотложенія, але не менше 100 кг бактерициду на 1 обробку.
Ці реагенти добре зарекомендували себе, тому їх застосовують в даний час в НГВУ Арланнефть raquo ;. Але ведеться розробка і пошук реагентів комплексної дії з боротьби з відкладеннями солей.
Інгібітор солеотложенія може застосовуватися за наступними способам:
періодичної подачі розчину інгібітора в свердловину з подальшим закачуванням (задавліванія) його в привибійну зону пласта;
безперервної дозування в систему за допомогою дозувальних або спеціальних насосів пристроїв;
періодичної подачі розчину інгібітора в затрубний простір свердловин.
Впровадження та застосування інгібіторів солеотложеній, а також бактерициду в НГВУ Арланнефть дозволяє ліквідувати недобори нафти, різко зменшити кількість капітальних ремонтів, збільшити міжремонтний період роботи свердловин. На основі узагальнення досвіду впровадження інгібіторів солеутворення розробляються технології дозування інгібіторів солеутворення, а також удосконалюються технології обробки свердловин щодо попередження утворення сульфидсодержащих опадів.
. 5 Запобігання утворення сульфіду заліза, комплексних опадів, корозії в затрубному просторі свердловини
При розробці Арланского родовища освіту сульфідосодержащіх відкладень відбувається і в затрубному просторі свердловин, тобто на внутрішній поверхні експлуатаційної колони і зовнішньої поверхні НКТ. Як відомо, поява сульфіду заліза в затрубному просторі обумовлено протікає там корозійних процесом у присутності сірководню, який, у свою чергу, є продуктом життєдіяльності сульфатвосстанавлівающіх бактерій. Утворився сульфід заліза призводить до додаткового відкладенню солей в підземному обладнанні, в проточних каналах ЕЦН. Протікає в затрубному просторі корозія призводить, в першу чергу, до втрати герметичності експлуатаційної колони - найбільш відповідальної частини свердловини.
Аналіз матеріалів розслідування відмов експлуатаційної колони по видобувним свердловинах Арланского родовища показує, що одними з основних зон втрати герметичності через корозії є ділянки колони від інтервалу перфорації до прийому насоса і від рівня рідини до гирла свердловини.
Ліквідація негерметичності експлуатаційних колон вимагає великих матеріальних і трудових витрат, пов'язана з тривалими простоями свердловин. Так, за НГВУ Арланнефть на усунення негерметичності експлуатаційної колони одним з найнадійніших на сьогодні способом - методом спуску колони - летючки raquo ;, витрачається близько 400 тис. руб.
Тому в НГВУ Арланнефть була впроваджена система профілактичних заходів щодо захисту гно та експлуатаційної колони від корозії і солеотложеній для забезпечення на...
