Проблемы освоения нефтегазовых месторождений западной Сибири (доклады и сообщения научно-технической конференции), страница 36

Из табл. 5 видно, что на всех этих скважинах термохимическая обработка для удаления АСПО производится в среднем через каждые 4-7 сут. При эксплуатации скважин с подачей ингибитора пара­финоотложений периоды между теплохимическими обработками на скважине N 6263 возросли от 5 до 15 сут., а на скважине N 6281 - от 7 до 21 сут., т.е. в три раза. Оказалось, что в период эксплуатации скважин с подачей реагента работы по очистке лифта скребком существенных трудностей не вызывали, хотя до применения реагента наблюдались интенсивные парафиноотложения в широком диапазоне глубин. Эффективность реагента мало отличается при применении на скважинах с парафиноотложениями (скважина N 6263) и па-рафиногидратными отложениями (скважина N 6281), если в последнем случае сохраняется прежний режим подачи ингибитора гидратооб-разования.

97

Таблица 6

Осредненные параметры работы скважины до дозировки реагента и в период подачи ингибитора парафиноотложении

Из табл. 6 видно, что при технологии подача реагента в скважину потоком жидкости из пласта параметры работы улучшаются (скважина N 20435) или же остаются неизменными (скважина N 6263). При подаче реагента через затрубное пространство параметры работы скважины со временем несколько ухудшаются вследствие естественного истощения пласта и падения пластового давления.

В заключение необходимо отметить следующее: подобран ин­гибитор парафиноотложении на основе диметилдиоксана примени­тельно к уренгойской нефти из валанжинских отложений.

Показано, что наиболее эффективным является соотношение ДМД и Пентамера 1: 3, а оптимальная дозировка этой композиции реагентов составляет от 100 до 130 г на 1 т добываемой нефти. Промысловые испытания ингибитора парафиноотложении проведены на трех скважинах по двум технологиям подачи реагента в поток нефти. Выявлено, что при дозировке ингибитора парафиноотложении период между теплохимическими обработками увеличивается в три

98

раза. Установлено, что параметры работы со временем улучшаются или остаются неизменными в случае подачи реагента из призабойной зоны в скважину потоком жидкости из пласта. В случае же подачи реагента через затрубное пространство параметры работы скважины N 6281 несколько ухудшаются в связи с естественным истощением пласта.

Таким образом, предложен более дешевый ингибитор пара-финоотложений на основе диметилдиоксана. Испытания реагента на скважинах НГДУ ПО Уренгойгазпром показали обнадеживающие результаты. Такие испытания в дальнейшем следует продолжать с целью выявления области эффективного его применения в промысловых условиях.

© И.Н.Царев, В.Т.Харитонов, А.Н.Кульков, Д.Н.Грицишин

АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ

ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЭЖЕКТОРНОЙ ТЕХНИКИ НА

УРЕНГОЙСКОМ ГАЗОКОНДЕНСАТНОМ

МЕСТОРОЖДЕНИИ

Царев И.Н. (ВНИИГАЗ), Харитонов В.Т. (ЦАГИ), Кульков АН., Грицишин Д.Н. (ПО Уренгойгазпром)

Во ВНИИгазе на базе эжекторной техники и энергии газа высокого давления многомиллионных потоков газа технологических линий УКПГ валанжинской залежи разработана принципиально новая, экологически чистая, без выбросов в атмосферу вредных веществ, энергоресурсосберегающая технология низкотемпературного компри-мирования газов низкого давления.