ості. Попередньо стравливается газ до атмосферного тиску з міжтрубному простору свердловини. Установка підключається до засувці затрубного простору. Композиція заливається в ємність 3, звідки вона надходить через витратомір 5 в піногенератор 4. Далі включається пристрій підігріву азоту 2, подається азот 1 під тиском 1,5-2 кг/см2 в піногенератор 4. Включенням насоса 6 починається процес спінювання інгібуючої композиції і її подача в міжтрубний простір свердловини, при цьому закачування композиції ведеться зі швидкістю 0,2-0,3 м3/год і контролюється витратоміром 5.
Закачка композиції припиняється при досягненні тиску в затрубному просторі свердловини 8 кг/см2 по манометру 7 або витрачання розрахункової кількості композиції в баку 3.
Необхідний розмір бульбашок піни (0,5-2 мм) забезпечується підбором калібрувальної сітки пеногенератора. У процесі закачування піни, через триходовий вентиль манометра за насосом, можна відібрати пробу піни для визначення її параметрів.
Спінена композиція здатна тривалий час зберігати свою структуру і забезпечувати захист підземного обладнання. Піна контактує з НКТ і колоною, при цьому міститься в ній інгібітор корозії утворює на поверхні металу захисну плівку, а інгібітор відкладення солей, адсорбируясь на поверхні обладнання, запобігає агрегації зародків мікрокристалів сульфіду заліза. Захист міжтрубному простору в інтервалі від рівня рідини до прийому насоса, а також самого насоса і далі внутрішній поверхні НКТ забезпечується за рахунок поступового надходження рідкої фази інгібуючої композиції уздовж вібруючої від працюючого насоса поверхні НКТ.
Освіта рідкої фази композиції здійснюється зверху вниз за рахунок поступового гасіння піни з вільної поверхні під впливом сил гравітації. При цьому забезпечується змочування, тобто захист поверхні міжтрубному простору і збагачення рідкою фазою нижніх шарів спіненої композиції. Таким чином, забезпечується рівномірний дозування інгібіторів протягом розрахункового часу.
У процесі закачування спіненої інгібуючої композиції може виявитися так, що піна з розрахункової кількості інгібіторів не вміщається в обсязі затрубного простору в інтервалі від гирла до первісного динамічного рівня. У таких випадках допускається зайняти половину обсягу між первісним динамічним рівнем і прийомом насоса, тобто це не призводить до зміни тиску на прийомі насоса (зміщення депресійної воронки), відповідно дебіт свердловини залишається колишнім.
На малюнку 7 наведено результати проведеної обробки на скв. 1087. Через труднощі з кількісним визначенням виноситься інгібітору корозії, простежувалося захисну дію інгібітору корозії на викидний лінії свердловини. Для цього до неї підключалася стандартна електрохімічна коррозіоннометріческая осередок, за допомогою якої простежувалося зміна швидкості корозії в часі. Вимірювання швидкості корозії з точністю до 0,001 г/м2? Годину вироблялося стандартним КОРОЗИМЕТР Монікор - 2, що дозволяє вести запис виміряних значень з заданим інтервалом часу. Додатково перед коррозіоннометріческой осередком встановлювалося спеціальний пристрій (мініатюрний трубний дільник фаз), що дозволяє відокремити з видобувається рідини водну фазу з високим ступенем очищення від нафтопродуктів, що підвищило достовірність визначення швидкості корозії і виключило можливість відмови осередку через замазучіванія електрохімічного датчика.
На першому етапі випробувань була визначена величина швидкості корозії без захисту (а), яка склала 0,32 г/м2 · год і визначена допустима швидкість корозії (при величині захисного ефекту 75%), яка склала 0,08 г/м2 · год.
Потім свердловина була оброблена за раніше прийнятої технології шляхом заливання в міжтрубний простір інгібітору корозії Нафтохім - 3 в обсязі 0,4 м3. Простежування динаміки швидкості корозії показало, що величина захисного ефекту, що досягає безпосередньо після обробки 94%, протягом 28-30 діб знижується до 75% (б).
На третьому етапі випробувань свердловина була оброблена спіненої інгібуючої композицією згідно технології, приведеної на малюнку 6 [12].
Умовні позначення:
- балон з стисненим азотом; 2 - пристрій підігріву азоту; 3 - ємність з інгібуючої композицією; 4 - піногенератор; 5 - витратомір; 6 - насос; 7 - манометр 8 - спінена ингибирующая композиція; 9 - колона НКТ; 10 - експлуатаційна колона; 11 - нафта; 12 - ЕЦН; 13 - видобута рідина; 14 - продуктивний пласт.
Малюнок 6 - Схема закачування спіненої інгібуючої композиції в свердловину
Умовні позначення:
а - фонова швидкість корозії, б - швидкість корозії при обробці інгібітором у товарній формі
(t1 - тривалість захисного ефекту), в - швидкість корозії при обробці спіненої інгібуючої композицією (t2 - тривалість захисного ефекту).
Малюнок 7 - Результати обробки свердловини 1087 спіненої інгібуючої композицією
