цій основі збільшення МРП свердловин, зниження експлуатаційних витрат.
Перші поодинокі обробки свердловин для захисту гно і експлуатаційної колони від корозії проводилися в НГВУ Арланнефть з 1985 року. Випробування різних способів і технологій захисту дозволили виявити найбільш ефективні з них. Накопичений досвід показав, що найбільшу тривалість захисного ефекту при найменшому витраті хімічних реагентів мають розчини (композиції) інгібіторів корозії на нестабільному бензині, який раніше проводився на Кармановской НПЗ (щільність 650 кг/м 3). Застосування таких розчинів дозволяло забезпечити тривалість захисного ефекту до 1,5-2-х місяців. У зв'язку з припиненням виробництва нестабільного бензину і відсутністю інших доступних розчинників малої щільності обробки легкими розчинами інгібіторів корозії змушені були припинити.
У подальшому для захисту гно і викидних ліній свердловин від корозії в НГВУ Арланнефть була розроблена і впроваджена технологія обробок свердловин з використанням інгібіторів корозії Нафтохім - 3, СНПХ - 6014, які дали хороший ефект щодо зниження числа відмов (Негерметичну) експлуатаційних колон в інтервалі від динамічного рівня до прийому насоса і викидних ліній свердловин. Однак зазначена технологія, володіючи високою інгібуючої здатністю, мала істотний недолік - малу тривалість захисту підземного обладнання. Це пояснюється значною різницею між щільністю нафти в міжтрубному просторі свердловини (750-850 кг/м 3) і щільністю інгібітору корозії (910-960 кг/м 3). З цієї причини інгібітор швидко провалюється крізь шар нафти в міжтрубному просторі на прийом насоса і за короткий час виноситься з свердловини. При цьому інгібітор не встигає повною мірою диспергувати в затрубному нафти, особливо в свердловинах з низьким динамічним рівнем, в результаті тривалість необхідного захисного ефекту не перевищує декількох діб і до 80% інгібітора витрачається не ефективно. Для кращого диспергування інгібітора в нафти, виробляється циркуляція продукції свердловини роботою насоса на себе raquo ;. Це дозволяє збільшити тривалість захисної дії до 3-4 тижнів. Практика застосування такої технології, незважаючи на її простоту для виконання показала, що вона має більше витрат, ніж застосування легких розчинів інгібіторів корозії. Крім того, не повною мірою забезпечується захист підземного обладнання від сульфідосодержащіх відкладень і корозії в інтервалі від гирла до динамічного рівня.
Для повного охоплення захистом від корозії і утворення ССО підземного обладнання і протягом більш тривалого періоду запропоновано новий спосіб. Сутність способу полягає в подачі в затрубний простір свердловини інгібуючої композиції у вигляді дрібнодисперсного високоустойчіви піни [15]. Потрібне кількість інгібітора солеотложенія і інгібітору корозії для обробки однієї свердловини розраховується залежно від глибини підвіски насоса і дебіту свердловин. При цьому кількості інгібітора солеотложенія розраховується за формулою
, кг, (3.12)
де Gіос - кількість інгібітора солеотложенія, кг;
А - коефіцієнт нерівномірності виносу реагенту з привибійної зони, (змінюється від 1 до 2); - оптимальне дозування інгібітору, підбирається лабораторним шляхом, г/м3; в- продуктивність свердловини по воді, м3/добу.; - час захисту обладнання свердловин від солеотложенія, діб.
Розрахунок необхідної кількості інгібітору корозії проводиться за формулою
, кг, (3.13)
де Gік - кількість інгібітору корозії, кг;
? - оптимальне дозування інгібітор корозії, г/м3;
?- Час дозування, діб.; В - продуктивність свердловини по воді, м3/добу.
Якщо у відсотковому відношенні кількість інгібітора менше розрахункового, то необхідний для композиції реагент береться за розрахунковою формулою з подальшим коректуванням компонентів для додання спіненої композиції стійкості.
Для спінювання композиції використовуються рідкі, неіоногенні, малотоксичні (4-5-ї групи) піноутворювачі з рН 5, .5-7 і температурою замерзання не менше мінус 40? С. Для додання стійкості спіненої інгібуючої композиції додається водний розчин КМЦ, в'язкістю 15-30 мПа? С. В якості аеруючими газу застосовується технічний азот.
Приготування інгібуючої композиції проводиться в такій послідовності. Спочатку приготавливается водний розчин КМЦ з витримкою для набухання протягом 24 годин. Потім у цей розчин вводиться розрахункова кількість інгібітора солеотложенія і інгібітору корозії, які ретельно перемішуються. Останнім вводиться піноутворювач.
Для закачування приготовленої композиції була розроблена установка, принципова схема якої наведена на малюнку 6
Установка складається з балона з технічним азотом 1, підігрівача азоту 2, ємності 3, пеногенератора 4 і насоса 6.
Обробка свердловини проводиться в такій послідовн...
