і свердловини (м3) розрахувати за формулою
з =? · R С2 (LС - LНКТ) +? · (R Е2 - rНКТ2) · (LНКТ - H), (3.2)
де Rс - радіус свердловини, м; Е - внутрішній радіус експлуатаційної колони, м; НКТ - радіус НКТ, м; С - глибина свердловини, м; НКТ - глибина спуску НКТ;
Н - динамічний рівень, м;
?- 3,14;
g - щільність газонасиченої рідини (кг/м3) розрахувати за формулою
g=[g 1 + g 2 · Г + g 3 · n0/(1 - n0)]/[b + n0/(1 - n0)], (3.3)
де g 1 - щільність сепарований нафти в нормальних умовах, кг/м3;
g 2 - щільність газу в нормальних умовах, кг/м3;
g 3 - щільність пластової води в нормальних умовах, кг/м3;
Г - газосодержание пластової нафти, приведене до нормальних умов, м3/м3;
об'ємний коефіцієнт нафти в пластових умовах; - об'ємна частка води в видобутої свердловини продукції розраховується за формулою
=n/[n + (1 - n) · g 3/g 1], (3.4)
де n - масова частка води в видобутої свердловини продукції.
2. Приготувати розчин інгібітору в депарафінізірованной нафти для закачування реагенту на забій свердловини. Концентрація інгібітора в закачуваний розчині повинна бути не менше 10%.
3. задавку інгібітора в свердловину проводити за допомогою агрегату ЦА - 320. При обв'язці автоцистерни з агрегатом і агрегату з затрубного простору свердловини необхідно:
обпресувати лінію подачі на 1,5-кратне робочий тиск;
тиск закачування реагенту не повинно перевищувати 80 ат;
забезпечити герметичність ліній;
ущільнювальні елементи застосовувати з масло-бензостійких матеріалів;
встановити на нагнітальні лінії зворотний клапан, а на насосі тарованими запобіжний пристрій;
мінімальна швидкість подачі реагентів 3-4 л/с.
4. підлий інгібітора в свердловину може бути проведений також за допомогою пристрою гідростатичного дії в наступній послідовності:
заповнити пристрій потрібним обсягом інгібітора або його розчином;
герметично закрити люк;
відкрити лінію, що сполучає пристрій з затрубного простору свердловини з метою вирівнювання тиску;
злити реагент в свердловину.
Періодичність задавку або підлива інгібітора на забій свердловини повинна бути уточнена в процесі роботи свердловинного обладнання. Реалізація технології передбачає розробку мережного графіка робіт з ингибированию ускладнених свердловин. [8]
Висновок
Для боротьби з АСПО рекомендується використовувати НКТ із захисними покриттями, хімічні методи попередження з використанням інгібіторів, теплові методи. Вибір інгібіторів парафіноотложеній проводиться дослідним шляхом в процесі експлуатації свердловин.
Для боротьби з мехпримесями пропонується використовувати забійні щілинні фільтри, як на трубах НКТ, так і на Пакер під насосом, застосовувати рідини глушіння свердловин, очищених від механічних домішок. Необхідно вести контроль за виносом механічних домішок під час виведення свердловини на режим і в процесі експлуатації.
Для захисту від солеотложеній рекомендується використовувати інгібітори комплексного впливу. Можна рекомендувати впровадження інгібіторів ПАФ - 13А, СНПХ - 7850, ВРКС, що володіють комплексним впливом - боротьба з АСПВ і солеотложенія. Застосування і необхідна дозування розраховується і уточнюється під час роботи і моніторингу за станом захищаються трубопроводів і апаратів. Застосовувані реагенти повинні бути допущені до застосування в нафтовій галузі та включені до Реєстру «Перелік хімпродуктів, погоджених та допущених до застосування в нафтовій галузі» і в Регістр Паспортів безпеки.
Для захисту від корозії рекомендується використовувати труби підвищеної пластичності і хладостойкости в корозійно-стійкому виконанні Синарського, Сіверського, Волзького трубних заводів, металопластикові, склопластикові, полімерно-поліетиленові труби; насосні установки в зносо- і корозійностійких виконанні.
Список використаної літератури
1. Технологічна схема розробки Усть-Тегусского родовища
2. Ліцензії на право користування надрами: Тюм №11235 НР від 18.06.2002 р, Тюм №11239 НЕ від 18.06.2002 р
3. ДОГОВІР №ТУВ - +0763/08/ТННЦ - 2957/08 від 1...
