Отчет о прохождении первой производственной практики в ООО «РН-УфаНИПИнефть», страница 25

Технологическая эффективность ингибиторов достигается при дозировке их в нефть в расчете 50-200 г на 1 т нефти. Как правило, в течение первых 10 дней ингибитор в скважину подается в режиме “ударной дозировки”, которая в 5-10 раз превышает оптимальную. Для обеспечения надежной и быстрой доставки ингибитора к приему насоса или на забой скважины его целесообразно подавать в поток нефти, частично перепускаемой из выкидной линии в затрубное пространство. Целесообразно перепускать до 10 % добываемой продукции, но не более 3-4 м³.

Объем закачиваемого ингибитора в скважину для одноразовой обработки рассчитывается с учетом суммарного количества нефти в затрубном пространстве и трубах и должен составлять не менее 5 % и не более 8 % от суммарного количества нефти. После задавливания ингибитора в затрубное пространство скважину запускают в работу “на себя”, продолжительность которой составляет в среднем 6 часов. Затем скважина запускается в работу в регламентном режиме.

6.3 Существующая система сбора и подготовки продукции скважин

Кудринское месторождение эксплуатируется цехом добычи нефти и газа ЦДНГ-5 Мамонтовского региона ОАО «Юганскнефтегаз». Промысловый сбор продукции скважин Кудринского месторождения осуществляется по однотрубной герметизированной системе. Предусмотрен совместный сбор безводной и обводненной нефти с продуктивных пластов БС₆, БС₈ и АС_5-6. Добыча нефти в 2004 году составила 175,0 тыс. т. Годовая добычи жидкости в 2004 году составила более 1582 тыс.т при средней обводненности продукции 88,9 %. В настоящее время величина обводненности продукции скважин, транспортируемой по участкам системы сбора составляет от 51 до 92 %.

Добываемая продукция скважин объемом от 5 до 401 м³/сут при обводненности от 30 до   97 % поступает по выкидным трубопроводам на групповые «замерные» установки (ГЗУ), где производится измерение дебитов скважин и величина обводненности. Далее продукция cкважин, в виде газожидкостной смеси (ГЖС) с восьми кустов под давлением от 0,6 до 2,0 МПа поступает по нефтесборным трубопроводам двенадцати участков системы сбора на дожимную насосную станцию (ДНС «К») при входном давлении 0,5 МПа. Объем жидкости, поступающей по нефтесборным трубопроводам на ДНС «К», составляет 3900 м³/сут при обводненности 87,0 % (по состоянию на 01.01.2005 г.). Разгазированная жидкость объемом 3900 м³/сут  при обводненности 87 % насосами ДНС «К» под давлением от 2,0 до 2,5 МПа перекачивается напорным нефтепроводом на Мамонтовский ЦПС (центральный пункт сбора). На ЦПС расположен цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН-2), эксплуатируемый Управлением подготовки нефти и газа ОАО «Юганскнефтегаз». Отсепарированный газ под собственным давлением 0,47 МПа подается по газопроводу диаметром 219´6 мм, общей протяженностью 4,08 км (1991 г), до врезки газопровода с ДНС «Т», затем   ДНС-68 Мамонтовского месторождения, далее – на Южно-Балыкский ГПЗ. В таблице 6.3.1 представленымощности насосного оборудования ДНС “К”.

Таблица 6.3.1 Мощности насосного оборудования ДНС «К»