кладення частіше спостерігаються в зонах великих градієнтів тисків, і реалізуються на стінках забою і в зоні пласта, прилеглій до перфораційним каналах, а також на вході заглибних насосів. Спосіб подачі інгібітора в свердловину залежить від зони відкладення солей. При систематично наблюдающихся відкладеннях вище прийому ЕЦН або черевика фонтанних труб, інгібітор може застосовуватися постійній чи періодичній дозуванням в затрубний простір свердловин. У першому випадку подача здійснюється за допомогою дозуючого пристрою, у другому використовується цементуючий агрегат ЦА - 320;
При зниженні проникності пласта, коефіцієнта продуктивності і одночасному збереженні робочого режиму закачування води в систему ППД, ймовірно відкладення солей у при забійній зоні пласта, перфораційних каналах. У цьому випадку рекомендується здійснювати закачування реагенту в привибійну зону пласта. Успішність технології закачування в привибійну зону пласта визначається ефективністю реагенту, обсягом і глибиною доставки технологічного розчину, ступенем адсорбції і швидкістю виносу інгібітора в процесі відбору рідини з свердловини.
Умови розробки Талінского родовища показали, що видобуток нафти відбувається при температурах 101 - 102 С. Ефективність інгібітора типу ПАФ дещо знижується з підвищенням температури вище 85 С. і при застосуванні їх за методом закачування в привибійну зону пласта, можна не отримати повного захисту від відкладень солей в привибійній зоні пласта. На глибині підвіски насоса температура газорідинного потоку значно знижується, у зв'язку з чим ефективність захисту насосного обладнання не знижується.
Парафінзація.
Процес парафінізаціі обладнання викликає серйозні ускладнення при видобутку нафти. Основною причиною відкладення АСПВ на стінках труб є зміна термобарических і гідродинамічних параметрів течії видобувається рідини в свердловинах.
Головним чинником, що впливають на випадання парафінових фракцій, розчинених у нафті, є склад і властивості нафти, газосодержание, наявність многолетнемерзлих порід, основні показники розробки (дебіт і обводненість). Важливим параметром визначальним початок випадання парафіну є температура насичення нафти парафіном.
Метод визначення можливості парафіноотложеній в свердловині полягає в зіставленні температури видобувається рідини на гирлі свердловин з температурою насичення нафти парафіном. Якщо температура на гирлі свердловини вище температури насичення нафти парафіном, то відкладення не спостерігаються. Якщо гирлова температура нижче температури насичення нафти парафіном, то спостерігається випадання АСПВ, причому, чим більше різниця цих температур, тим інтенсивніше йде процес парафінізаціі і кордон початку відкладень знаходиться на більшій глибині.
При відомих характеристиках роботи свердловин можна розрахувати дебіт при якому в стовбурі свердловин відбувається випадання АСПВ. Особливо схильні свердловини з низькими дебітами (до 40 т/добу) і обводненностью (до 30%). З ростом обводнення видобутої продукції інтенсивність парафінізаціі обладнання буде снижется. Це пояснюється тим, що при збільшенні обводненості відбувається зростання температури газонафтового потоку, гидрофилизации поверхні НКТ, це призводить до зриву відкладення АСПВ зі стінок труб. Найбільші труднощі виникають в свердловинах обладнаних штанговими насосами, де внаслідок відкладення парафіну різко зростає гідростатичний опір течією рідини і переміщенню колони штанг.
Захисні заходи на свердловинах - закачування інгібітору СНПХ - 7214 Р., розчинника ШФЛУ і гексанової фракції.
На основу аналізу властивостей нафти і основних показників розробки були проведені розрахунки прогнозного кількості свердловин з АСПВ. Розрахунки проведені до 2000 року, показали, що прогнозний парафіновий фонд буде збільшуватися до 1993 року і складе 12% від діючого фонду, потім поступово почне спадати. Основний фонд свердловин з АСПВ складуть знову вводяться свердловини з високою обводненість і низькими дебітами. Для оптимальної роботи свердловин пропонується розрахунок добової кількості реагенту за формулою
/,
Де
- добовий витрата інгібітора, л/добу;
- оптимальне дозування інгібітору для даного об'єкта, г/т;
- дебіт свердловини по нафті, т/добу;
- щільність інгібітора, кг/м.
При розробці родовища збільшилися відкладення солей на нафтопромисловому обладнанні. До складу відкладень входять, карбонати кальцію (від 56,9 до 91,9%), продукти корозії металоконструкцій (від 0,08 до 64,4%, органічні сполуки нафти, галіт, кремнезем і гіпс. Випадання будь-якої речовини в осад відбувається в тому випадку, якщо концентрація цієї речовини або іона в розчині перевищує рівноважну концентрацію, тобто коли спостерігається нерівність, де - концентрація з'єднання або іона, потенційно вільного до випадання в осад, - рівноважна концентрація з'єднання або іона за даних умов. ...
